FACILIDADES DE SUPERFICIE I PRESENTACIÓN No. 08 Quito, 01 de Noviembre del 2016

Facilidades de Superficie I CODIGO: PTR714 2016B ING. ALVARO GALLEGOS ERAS, MSc. ESCUELA POLITECNICA NACIONAL FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA Y PETRÓLEOS INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

FACILIDADES DE SUPERFICIE I Equipos para los sistemas de tratamiento de Gas Natural

Objetivo El objetivo de tratar el gas natural es obtener productos que puedan ser utilizados o vendidos cumpliendo estándares que le permitan las normas y de las necesidades del uso (mercado). El tratamiento de gas que se ha separado de la recolección de los fluidos se lo seca primeramente con Scrubers para utilizarlo: Combustible para generación eléctrica Combustible para calentamiento de petróleo,…. En levantamiento artificial Gas Lift Para transformarlo a GLP

Facilidades de Superficie I Para el tratamiento del gas: Conocer las propiedades Físico Químicas, especialmente el poder calorífico (componentes) Conocer su uso posterior

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Facilidades de Superficie I Equipos para separación y tratamiento: Separadores Scrubers Bota de gas Tanques de surgencia y almacenamiento

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FACILIDADES DE SUPERFICIE I FUNCIONES PRIMARIAS DE LOS SEPARADORES Remover el aceite del gas Remover el gas del aceite Separar el agua

FACILIDADES DE SUPERFICIE I SEPARADORES Es un recipiente presurizado utilizado en la separación de los fluidos provenientes de los pozos de petróleo. Esta separación se logra gracias a la diferencia de densidades, gravedades o pesos específicos. CLASIFICACION DE LOS DE SEPARADORES: DE ACUERDO A SU CONFIGURACION: Verticales, horizontales (de uno o doble tubo) y esféricos DE ACUERDO A SU FUNCIÓN Bifásicos y trifásicos DE ACUERDO A LA PRESIÓN DE OPERACIÓN Separadores de baja, media ó alta presión DE ACUERDO A SU APLICACIÓN: Separadores de prueba y generales de producción

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FACILIDADES DE SUPERFICIE I

FACILIDADES DE SUPERFICIE I SECCIONES DEL SEPARADOR Sección de separación primaria (deflector de entrada) por la absorción del “momento del líquido” (masa*velocidad), Sección de separación secundaria ó de asentamiento gravitacional Sección de acumulación de liquido. El grado de separación depende del tiempo de retención proporcionado Sección de coalescencia ó extractor de niebla: pequeñas gotas de líquido, generalmente de un tamaño menor a 100 – 140 micras

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Depuradores de Gas (Scrubers)

Principios de separación: 1.- Absorción Este es uno de los procesos de mayor utilidad en la industria del gas natural. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. Los glicoles y el metano son los líquidos de mayor uso en la deshidratación del gas natural. El metanol, como agente deshidratantes es de alto costo.

FACILIDADES DE SUPERFICIE I El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo: Alta afinidad con el vapor de agua y ser de bajo costo, Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo Estabilidad para regeneración Viscosidad baja Baja presión de vapor a la temperatura de contacto, Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.

Principios de separación 2.- Adsorción La adsorción es el proceso mediante el cual un sólido poroso (a nivel microscópico) es capaz de retener partículas de agua o petróleo del gas en su superficie tras entrar en contacto con éste. Una de las aplicaciones más conocidas de la adsorción en el mundo industrial, es la extracción de humedad del aire comprimido. Se consigue haciendo pasar el aire comprimido a través de un lecho de alúmina activa u otros materiales con efecto de adsorción a la molécula de agua.

FACILIDADES DE SUPERFICIE I El concepto de coalescencia, que tiene su origen en el vocablo latino coalescens, es la propiedad de las cosas de fundirse o unirse. Las sustancias o los materiales coalescentes son aquellos que pueden unirse en un único cuerpo. Lee todo en: Definición de coalescencia - Qué es, Significado y Concepto http://definicion.de/coalescencia/#ixzz3r987c7bj

FACILIDADES DE SUPERFICIE I Proceso de endulzamiento: la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Di sulfuro de Carbono (CS2), 1) Endulzamiento por absorción  - Endulzamiento con Solventes Químicos Endulzamiento con Carbonato de Potasio Endulzamiento y Recuperación de Azufre Endulzamiento con Aminas - Endulzamiento con Solventes Físicos - Endulzamiento con Solventes Híbridos o Mixtos 2) Endulzamiento por adsorción  

FACILIDADES DE SUPERFICIE I El proceso de deshidratación se realiza con el propósito de: Evitar la formación de hidratos Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos y transporte Toxicidad del H2S. Corrosión por presencia de H2S y CO2. En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo. Disminución del poder calorífico del gas. Promoción de la formación de hidratos. Los compuestos sulfurados (sulfuros de carbonilo y di sulfuro de carbono) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas.

FACILIDADES DE SUPERFICIE I Planta de Glicol

DIAGRAMAS SIMPLIFICADOS DEL TRATAMIENTO DE GAS Gas húmedo Gas seco Compresor Gasolina Natural Enfriador de corriente Expansor Separador Enfriador Proceso de compresión Gasómetro Proceso de adsorción Proceso de absorción Gasolina Natural Vapor recalentado Gas seco Columna que contiene recipientes llenos de carbón vegetal Enfriador Condensado de vapor Gas seco Aceite Pobre Columna de adsorción Gas húmedo Rehervidor Torre de destilación Enfriador Gas Natural Separador

ETAPAS DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO DE GAS NATURAL Remoción de Condensados y agua Rechazo de nitrógeno Deshidratación y remoción de mercurio Endulzamiento Recuperación del azufre

Remoción de Condensados y agua Los condensados son llamados también gasolina natural, porque se compone de hidrocarburos cuyo punto de ebullición está en el rango de la gasolina H2S Mercaptanos CO2 Alcanos (de entre 2 y 12 átomos de carbono) Ciclo-hexano (C6H12) Aromáticos Su composición puede ser: Los condensados se envían usualmente a una refinería de petróleo y el agua desecha

Etapa 1: Remoción de Condensados y agua

Endulzamiento El endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del GN, se llama así porque se remueven los olores amargos y sucios) Se llaman gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos Tratamiento de gas con aminas Proceso Benfield Unidad PSA Existen varios procesos: Los productos de éste proceso, son gas dulce húmedo y gases ácidos

FACILIDADES DE SUPERFICIE I Las aminas son compuestos que resultan de la sustitución de uno o mas átomos de hidrógeno en el amoniaco. Unidad PSA –El proceso PSA (Pressure Swing Adsorption) utiliza un tamiz molecular de zeolitas (silicato de aluminio) sintéticas, las que tienen la particularidad de atraer, a d s o r b e r, el nitrógeno del aire o gas cuando se lo hace pasar a alta presión y luego lo libera, a baja presión.

Tratamiento de gas con aminas

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FACILIDADES DE SUPERFICIE I The Benfield Process is a technique used to remove the acid-gases, CO2 and H2S from petroleum and industrial gases. The process contains a gas absorption step and an carbonate regeneration step. Potassium carbonate (K2CO3) is the alkali in the absorption solvent. K2CO3 reacts with CO2 and H2S in the Absorber tower forming bicarbonate (HCO3-1) and bisulfide (HS-1). This reaction enables the solvent to dissolve significantly more CO2 and H2S than is possible with pure water. The spent solvent is steam stripped of the absorbed CO2 and H2S in the Regeneration tower. The regenerated solvent is recycled back to the absorber after energy recovery using heat exchangers. Revisar: https://youtu.be/9d7_M6W_IEg

Recuperación del azufre El gas ácido compuesto de H2S y CO2 proveniente del proceso de endulzamiento, se envía a una unidad de recuperación de azufre En esta unidad alrededor de entre 90 y 97% del H2S contenido en el gas, es convertido en azufre elemental o en ácido sulfúrico El proceso Claus Unidad PSA Proceso WPA Existen varios procesos:

El proceso Claus

Se remueve el vapor de agua Deshidratación y remoción de mercurio Se remueve el vapor de agua Unidad de glicol Unidad PSA Remoción del mercurio Carbón activado Tamiz molecular Existen varios procesos Existen varios procesos

Rechazo de nitrógeno Métodos básicos para remover el nitrógeno del gas natural Existen tres métodos básicos para remover el nitrógeno del gas natural Destilación criogénica Separación por membranas Adsorción

Diagrama de flujo del proceso PFD

Breve Descripción del Proceso La alimentación a la planta ingresa a un separador de entrada (Inlet Sep) a 60 F y 1000 psia, en él se separan los líquidos que ingresan a la planta y son alimentados a la columna. El gas del separador es enfriado a través de un intercambiador Gas/Gas y de un enfriador de propano. La temperatura del enfriador deberá ser ajustada hasta que la temperatura del punto de rocío del gas. Los líquidos condensados en el enfriador se separan en el separador de baja temperatura ( LTS ), mientras el gas es retornado al intercambiador Gas/Gas para pre-enfriar la alimentación. También se verifica el punto de rocío de hidrocarburo del gas tratado. En este ejemplo se fija como meta una temperatura de punto de rocío de hidrocarburo de 12 F, para proveer un margen razonable de seguridad. Los líquidos provenientes del separador de baja temperatura LTS se mezclan con los provenientes del separador de entrada a la planta y se alimentan a la columna deetanizadora. Estos líquidos combinados pasan a través de una válvula (VLV-100) donde se disminuye su presión hasta 450 psia, y luego son alimentados al tope de la columna. La función de la columna es separar etano y componentes más livianos. Se supone que la columna tiene 10 etapas ideales.

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