TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento del Gas Natural El Calafate, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2008 Autores Ing. Marco Bergel Ing. Ignacio Tierno 1

Introducción Tecnologías de endulzamiento Situación en la región: CO2 principal contaminante Amplia variedad de procesos disponibles

Introducción Clasificación de tecnologías de endulzamiento

Selección de tecnologías Enfoque tradicional Selección: % de gas ácido en gas de entrada Gráficos de publicaciones de referencia típicas. 4

Selección de tecnologías Enfoque tradicional Selección: % de gas ácido en gas de entrada % de gas ácido en gas tratado Presión parcial de gas ácido en gas de entrada/tratado Permite descartar ciertos procesos. Selección definitiva? Membranas: para remoción ‘bulk’. Aún cuando no se utilicen estos gráficos, la comparación no debe circunscribirse exclusivamente a la unidad de endulzamiento o se estarán pasando por alto diferencias importantes con impacto en el costo final. 5

Selección de tecnologías Enfoque propuesto Incorporar criterios adicionales: Integración con unidades ubicadas aguas arriba / aguas abajo Método de disposición del gas ácido Ubicación, costo de la energía, escala Otras restricciones del proyecto Realizar una comparación económica entre alternativas pre-seleccionadas según los criterios mencionados. La selección óptima puede ser diferente a la que surge de un primer análisis. 6

Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas arriba – Compresión Endulzamiento: generalmente 1er etapa de procesamiento Tecnologías: se benefician a mayores presiones de trabajo Excepción: unidades de aminas (P > 40 bar, CO2 > 10%, bajo H2S) Endulzamiento Comparar ahorro en endulzamiento vs. encarecimiento de compresión. Endulzamiento ¿ Dónde comprimir ? 7

Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas abajo – Especificaciones % de CO2 a alcanzar: Deshidratación / ajuste de punto de rocío de HC: → especificación gas de venta Recuperación de líquidos (turboexpansión): → especificación gas de venta / contenido de CO2 en la corriente de C2 / solidificación CO2 Generación: → admite % de CO2 mucho mayores Generación: altos % de CO2 favorecen procesos para remoción ‘bulk’ (membranas) 8

Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas abajo ? GAS ÁCIDO GAS DE ENTRADA Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC GAS TRATADO Proceso Gas tratado Gas ácido residual Aminas   Saturado en agua Carbonato de potasio Solventes físicos Deshidratado (varía según regeneración) Solventes mixtos  Cercano a saturación Membranas; Pre-tratamiento: Calentamiento Sub-saturado Refrigeración (mecánica, JT) Adsorción (TSA) Seco Adsorción física  (varía en la regeneración) No regenerable (batch) (en solución acuosa) Sino: incluir costo adicional de deshidratación al comparar alternativas en igualdad de condiciones 9

Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas abajo ? GAS ÁCIDO GAS DE ENTRADA Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC GAS TRATADO Posibilidad de integrar procesos: Solventes físicos Membranas con pre-tratamiento por adsorción (TSA) Membranas con pre-tratamiento por refrigeración mecánica o JT 10

Selección de tecnologías Venteo Legislación ambiental local (especialmente H2S) Quema PCI > 150 BTU/SCF, si no agregar gas combustible Utilización como gas combustible Típicamente: gas permeado de 1er etapa membranas (verificar PCI requerido) Re-inyección ~ cero emisiones de CO2; gran incremento en costo Disposición de gas ácido Inyección de gas ácido: costo! Además: CO2 + H2O a altas presiones -> metalurgia. 11

Selección de tecnologías Disposición de gas ácido – Inyección Membranas: Más caudal y menos densidad por pérdida de HC → mayor potencia (aún obteniendo permeado a mayor presión) Gas ácido de aminas Membranas 2 etapas Membranas 1 etapa 12

Selección de tecnologías Costo de la energía Comparación: Gas a alta presión, 15% CO2, 5 MMSCMD Costos operativos en 15 años, valorizando pérdidas de HC = gas de venta Híbrido: membranas 1 etapa + aminas 13

Selección de tecnologías Costo de la energía – Gas ácido como gas combustible Políticas ambientales no siempre lo permiten Se debe contar con importante consumidor de gas combustible Comparación: cambia sensiblemente re-utilizando 100% del gas ácido como combustible 14

Selección de tecnologías Economía de escala CAPEX ~ A x Q CAPEX ~ A x Q0.6 Sólo se está considerando CAPEX! Membranas para bajos caudales. 15

Selección de tecnologías Otros factores Otros contaminantes (H2S, etc.) Ubicación de las instalaciones; necesidad de supervisión Política ambiental, legislación vigente Preferencias de la empresa de producción 16

Flexibilidad para Ampliaciones Ampliaciones para mayor remoción de CO2 Cambios en remoción de CO2: mayor concentración (pronósticos), gas dulce disponible para blending Aplicación al caso venezolano: reducción escalonada en la especificación de CO2 Qué tecnologías permitirán cumplir estos objetivos? Flexibilidad ante cambios en remoción

Flexibilidad para Ampliaciones Aminas El “tamaño” de la unidad depende de la cantidad absoluta de CO2 removido Poca flexibilidad para ampliaciones Membranas Naturaleza modular fácil agregar área Para un determinado caudal, el “tamaño” de la unidad depende de la reducción porcentual de CO2 de forma aproximadamente lineal Buena flexibilidad para expansiones … pero incremento en las pérdidas de HC Resulta difícil llegar a bajas especificaciones pero la remoción ‘bulk’ es fácil.

Flexibilidad para Ampliaciones Sistemas híbridos Membranas seguido de Aminas Permiten aprovechar las ventajas intrínsecas de cada proceso Confiabilidad operativa de Aminas y facilidad para alcanzar bajas espec de CO2 Flexibilidad frente a expansiones de las Membranas y ventajas para remoción ‘bulk’ Reutilización del permeado de membranas como gas combustible (ej. para regeneración de aminas)

Flexibilidad para Ampliaciones Sistemas híbridos, una opción Escalonamiento de inversiones en 2 etapas: 1era etapa aminas, 2da etapa membranas Aspecto clave: Concentración “óptima” Cumplir especificaciones antes de agregar membranas Aminas Escalonamiento de inversiones en dos etapas: 1ero unidad de aminas, 2do membrana Item crítico: concentración de CO2 a la salida de las membranas / entrada de la unidad de aminas ??% CO2 2% CO2 Membranas Aminas Alternativa: realizar 1ero la instalación de las membranas. Menor CAPEX durante la 1era etapa puede aventajar las pérdidas de HC

Caso de Estudio Bases del estudio Seleccionar la tecnología de endulzamiento para: Caudal de gas > 3 MMSCMD 15% de CO2 de entrada 2% de CO2 de salida Pentrada = 40 barg Pentrega = 80 barg Compresión requerida

Caso de Estudio Consideraciones adicionales Capex y Opex a 15 años Costo de gas natural = 2 U$D / MMBTU Pérdidas de hidrocarburo valorizadas como gas de venta Reinyección de gas ácido

Caso de Estudio Alternativas preseleccionadas Endulzamiento en AP o BP? 8 alternativas preseleccionadas

Caso de Estudio Comparación de alternativas Caso Base: Aminas AP Membranas: comprimir aguas arriba Aminas: BP más conveniente que AP Membranas 2 etapas comparable a aminas Membranas 1 etapa desfavorecido por: alta remoción porcentual + alto caudal procesado

Caso de Estudio Comparación de alternativas - Composición CAPEX Caso Base: Aminas AP

Caso de Estudio Comparación de alternativas

Caso de Estudio Comparación de alternativas

IGUALDAD DE CONDICIONES Caso de Estudio Utilización del permeado como gas combustible El permeado excedía la demanda de gas combustible No se consideró ninguna utilización del permeado como gas combustible: generaba un incremento notable de emisiones de CO2 El siguiente gráfico considera: Re-utilización total del permeado como gas combustible (para membranas) No se re-inyecta el gas ácido (para aminas) IGUALDAD DE CONDICIONES

Caso de Estudio Re-utilización total del permeado Cambio de tendencia en los resultados respecto al caso de no utilización del permeado Membranas atractivas en ese caso Pero incremento en emisiones de CO2

Conclusiones Las conclusiones y las lecciones aprendidas Preseleccionar alternativas posibles Considerar la interacción con otras unidades de tratamiento Seleccionar primero la tecnología, luego optimizarla Agilizar el proceso de selección Consultor con experiencia en endulzamiento para agilizar el proceso Para pre-seleccionar alternativas posibles los gráficos y criterios tradicionales son una buena guía inicial.

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