2 procesos de deshidratación 2014
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PROCESOS DE DESHIDRATACION
PLANTAS DESHIDRATADORAS
REQUERIMIENTOS PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL
TRATAMIENTO GAS NATURAL (VISION GENERAL)
REQUERIMIENTOS PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL
Crudo
Gas Rico
Pozo
Gas Asociado
Reservorio de Crudo
Gas No Asociado
Reservorio de Gas
Crudo
Gas Rico
Condensado
Inhibidores de Corrosión
Gas Rico ó
húmedo y agrio
Condensado a
Producción
Condensado a
Producción Endulzamiento
Gas Rico y Dulce
PCO2 < 15 psig H2O< 7 lb/MMp3
Pozo
Punto de Rocío de HC: - 4 ºC @ 800 psia (Peng Robinson).
PCS : 995 - 1046 BTU/sp3. CO2 : 2 % molar. Total de Inertes : 4 % molar. SH2 : 3 mg/sm3 = 2.1 ppm (v) . H2O: 4Lb/SMMp3 = 85 ppm (v).
O2: 0.2 % molar Temperatura: 122 ºF Partículas Sólidas: 1.4 Lb/MMSp3 (Ø < 5 mm). Partículas Líquidas: 2.8 lts / MMSp3. Libre de arena, polvo, gomas, aceites y
glicoles. La medición del contenido de agua esta
estandarizada por ASTM D 1142. Existen otros higrómetros basados en
distintos principios también aceptados.
REQUERIMIENTOS PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL
DESHIDRATACIÓN : DEFINICION
El gas debe ser deshidratado para: 1. Evitar condensación durante el transporte Se minimiza la corrosión. Se evitan la formación de hidratos y hielo. Se evitan taponamientos de cañerías. 2. Maximizar el PCS. 3. Respetar normas para el transporte. 4. Evitar abrasión en alabes del turboexpansor.
DESHIDRATACIÓN : OBJETO
• Dentro de territorio de cualquier País rigen las Resoluciones de los Entes Nacionales Reguladores del Gas, que sirve como referencia: Para las instalaciones de transporte, Para las instalaciones de distribución, Para el suministro a consumidores, 4 Lbs H2O/SMMp3 máximo
DESHIDRATACIÓN : OBJETO
FORMACIÓN DE HIDRATOS
En las líneas de gas se producen condensados por efecto de la caída de la temperatura, que se acumulan en los puntos bajos de la instalación.
Si el condensado contiene agua libre, se pueden formar cristales de hidratos.
Para que se formen cristales de hidratos, debe existir además de agua, C1, C2 y en menor medida C3 y C4
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Los hidratos son compuestos cristalinos, formados por combinación química de gas natural y agua bajo condiciones de presión y temperatura considerablemente por encima del punto de congelamiento del agua.
En presencia de agua libre, los hidratos pueden formarse cuando la temperatura del gas está por debajo de cierta temperatura llamada “temperatura de hidratos”.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Es conveniente dividir la formación de hidratos en dos categorías: Formación de hidratos
debido a la disminución de temperatura sin caída de presión repentina como ocurre en las tuberías de producción y líneas superficiales.
Formación de hidratos cuando ocurre una expansión por caída de presión como en los ckokes, orificios, reguladores de presión, etc.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Fig. 9.11
FORMACIÓN DE HIDRATOS
Un gas de 0.6 de gravedad específica va a ser expandida de 1000 psia a 600 psia. Cuál es la mínima temperatura inicial permitida sin que haya el riesgo de formación de hidratos?
Solución: En la fig. 9.11, la línea de presión inicial de 1000 psia intercepta con la línea de presión final de 600 psia a una temperatura aproximada de 74 F; por tanto, si el gas es enfriado por debajo de
74
F se pueden formar hidratos por la expansión.
Existen varias formas de predecir en que condiciones se formarán los hidratos.
El software de simulación predice, para una determinada composición del gas, a que presión y temperatura se formarán.
Existe un método basado en la constante de equilibrio sólido vapor para C1, C2 y C3.
Existen también varios métodos gráficos.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
La deshidratación del gas es la forma más efectiva de evitar la formación de hidratos y hielo que provocan obstrucciones.
También se inhibe la formación de hidratos por calentamiento o inyectando productos anticongelantes, según el caso.
Como inhibidores se usan el Etilen Glicol, recuperable o el Metanol, no recuperable.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
En presencia de agua libre, se puede inhibir la formación de hidratos mediante la inyección de Metanol.
El Metanol deprime la temperatura de formación de hidratos.
Como se disuelve en el agua, no se recupera, eliminándose como solución acuosa.
La pérdida es aceptable debido a que su costo es mínimo comparado con los glicoles.
FORMACIÓN DE HIDRATOS
La cantidad de alcohol requerida para inhibir la formación de hidratos se calcula con la ecuación de Hammerschmidt.
Esta ecuación relaciona la depresión en el DP requerido con la concentración de alcohol en el agua libre y el peso molecular del inhibidor.
La fórmula y las excepciones se encuentran en el “Engineering Data Book” Sec 20 (Bibliografía).
FORMACIÓN DE HIDRATOS
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
Punto de Rocío (DP) de un gas es la temperatura a la que se produce la primer gota de líquido a una determinada presión.
En un sistema multicomponente, la primer gota será más rica en el componente más pesado.
El DP se debe relacionar con la presión para que tenga significado.
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
El DP (Dew Point), en ºC (ó ºF) se relaciona con el contenido de agua (vapor) en el gas.
El contenido de agua se mide en unidades de mg / Sm3, Kg / MMSm3 (ó lb / MMSCF).
Para los gases ideales (baja P – alta T) se puede usar la ley de Raoult.
Analíticamente, la ecuación de estado de Peng-Robinson (usada en simuladores) es la más exacta.
Ley de Raoult: Sirve para estimar el contenido de agua de un
gas saturado cuando los gráficos no son aplicables, pero supone comportamiento ideal:
y = p
/ Pt, Donde: p
: Presión de vapor del agua pura a la T de saturación, dato obtenido de tablas.
y : Fracción molar del agua = n(agua)/nt(total) Pt : Presión total
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
A falta de un software de simulación, el contenido de agua de saturación en el gas natural libre de gases ácidos, se obtiene de gráficos publicados.
El contenido de agua se indica en función de la presión y de la temperatura de saturación (DP) para una determinada gravedad específica.
El valor se corrige para una gravedad específica distinta de la indicada, pero varía levemente.
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
CONTENIDO DE AGUA
EN GAS NATURAL
LIBRE DE GASES
ÁCIDOS
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
• El agua aumenta por la contribución del CO2 y del H2S, presentes en el gas natural según:
w = y.Whc + y1.W1 + y2.W2, Donde: y : fracción molar del gas sin CO2 + H2S, y1 : fracción molar de H2S, y2 : fracción molar de CO2. w : contenido total de agua Whc : contenido de agua en el gas libre de CO2 y
H2S. W1 : contenido de agua en el H2S puro a P y T. W2 : contenido de agua en el CO2 puro a P y T.
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
Los valores de y, y1 y y2 son dato. Se obtienen de la cromatografía del gas. Los valores de W1 y W2 se obtienen de los
gráficos que se ven a continuación, medidos en Kg / MMSm3. A Presión < 300 psig, la contribución de los
gases ácidos es semejante a la del gas y no se tiene en cuenta.
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN
ÁCIDO SULFHÍDRICO
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
CONTENIDO DE AGUA EN
ANHÍDRIDO CARBÓNICO
PUNTO DE ROCÍO DEL GAS
PROCEDIMIENTOS
Los procedimientos para reducir el contenido de agua del gas, en orden de costos crecientes, y variable efectividad, son: Incrementando la temperatura de sistema y/o bajando la presión el sistema (control de temperatura/presión). Inyección de químicos (Absorción del agua con glicoles). Remover vapor de agua y las gotas de líquido del gas por depresión del Punto de Rocío (Deshidratación)
CONTROL DE TEMPERATURA/PRESIÓN
Los métodos recomendados para control de Temperaturas de corrientes de gas naturales incluya lo siguiente: Reguladores o estranguladores de fondo pozo
En este método, un regulador de presión (estrangulador) es instalado en el fondo del pozo. Esta causa la porción más grande de la caída de presión deseada entre la presión fluyente y la presión de la línea de flujo superficial cuando la temperatura de gas es todavía alta. La temperatura de fondo será suficientemente alta para prevenir la formación de hidrato cuando la presión es reducida.
CONTROL DE TEMPERATURA/PRESIÓN
Calentadores indirectos Los calentadores indirectos tanto en boca pozo como en la línea de flujo son comúnmente usados para calentar gas natural y mantener la temperatura de la corriente de gas encima de la temperatura de formación de hidrato.
Calentadores Eléctricos Usan resistencias y protectores externos para calentar gas natural y mantener la temperatura de la corriente de gas encima de la temperatura de formación de hidrato.
INYECCION QUIMICA
El metanol y los glicoles son los productos químicos más comúnmente usados, aunque los otros (como el amoníaco) han sido aplicados para bajar el punto de congelación del agua, para reducir (o prevenir) la formación de hidratos. La aplicación de inhibidores de hidrato se considerada en los siguientes casos:
Gasoductos, donde el problema de formación de hidrato es de corta duración. Gasoductos que operan a pocos grados debajo la temperatura de formación de hidratos. Sistemas de redes de gas para campos con fuerte declinación de presión. Líneas de gas caracterizadas por formación de hidratos en puntos localizados.
INYECCION QUIMICA Inyección de Metanol El metanol es el inhibidor de hidrato no recuperable más comúnmente usado. Tiene las propiedades siguientes:
1. No es corrosivo. 2. Es químicamente inerte; no reacciona con los
hidrocarburos. 3. Es soluble en toda proporción con el agua. 4. Es volátil bajo condiciones de tubería y su presión de
vapor es mayor que la del agua. 5. No es caro.
El metanol es soluble en hidrocarburos líquidos (aproximadamente el 0.5 % por el peso). Por lo tanto, si la corriente de gas tiene un gran contenido de condensados, un significativo volumen adicional del metanol será requerido. Esto hace que este método de inhibición de hidratos sea poco atractiva económicamente porque el metanol no es recuperable.
INYECCION QUIMICA
Inyección de Glycol El glicol funciona del mismo modo que el metanol; sin embargo, el glicol tiene una presión de vapor inferior y no se evapora en la fase de vapor tan fácilmente como el metanol. Es también menos soluble en hidrocarburos líquidos que el metanol. Estos hechos junto a que el glicol podría ser recuperado y reutilizado para el tratamiento, reduce los costos de operación comparando con la inyección de metanol
Tres tipos de glicoles pueden ser usados: etileno glycol de (EG), diethylene glycol (DEG), y triethelyne glycol(TEG).
INYECCION QUIMICA
…..Inyección de Glycol Las siguientes aplicaciones específicas son recomendadas: 1. Para líneas de transporte de gas natural, donde es
importante la protección de hidrato, la mejor opción es el Ethilene de Glycol (EG). Esto proporciona una depresión más alta de hidrato, aunque algunas veces sea muy cara su recuperación porque tiene una alta presión de vapor.
2. Nuevamente, el EG es usado para proteger recipientes o
equipos que manejan compuestos de hidrocarburo, debido a su baja solubilidad en hidrocarburos multicomponentes.
3. Para situaciones donde las pérdidas de vaporización son apreciables, el DEG o TEG deberían ser usados, debido a su baja presión de vapor
PLANTAS DESHIDRATADORAS
METODOS DE DESHIDRATACION
METODOS DE DESHIDRATACION
Los métodos de deshidratación más comunes usados para procesamiento de gas natural son los siguientes: 1. Absorción, usando los disecantes líquidos (p.ej,
glicoles y metanol) 2. Adsorción, usando disecantes sólidos (p.ej,
alumina y gel de sílice) 3. Refrigeración/condensación debajo del punto de
rocío, por extensión y/o refrigeración
METODOS DE DESHIDRATACION
PLANTAS DESHIDRATADORAS
PRINCIPIOS DEL MECANISMO DE ABSORCIÓN
Las razones para seleccionar glicoles son: Alta higroscopía. No se solidifican en soluciones
concentradas. No son corrosivos. No forman precipitados con componentes
del gas. Se regeneran fácilmente. Son inmiscibles en hidrocarburos
líquidos. Son estables en presencia de gases
ácidos.
ABSORCIÓN
Los glicoles se utilizan para una depresión en el punto de rocío de 60 a 120 ºF (33 a 66 ºC).
Los glicoles usados son: MEG: Mono Etilén Glicol. DEG: Di Etilén Glicol. TEG: Tri Etilén Glicol. TREG: Tetra Etilén Glicol.
Se prefiere el TEG porque permite mayor depresión y menores pérdidas.
ABSORCIÓN
Bajo Costo de Capital.
Bajo costo de Operación y Mantenimiento
El proceso es simple y puede ser automatizado.
No puede alcanzar muy bajos puntos de rocío en el proceso convencional.
Sin embargo, con equipo adicional y productos químicos, se puede alcanzar muy bajo puntos de rocío.
ABSORCIÓN PROS Y CONTRAS
El glicol absorbe vapor de agua hasta cierto límite condicionado por la relación de equilibrio entre el agua disuelta en el líquido y el contenido de vapor en el gas.
El equilibrio depende de la temperatura.
La deshidratación del gas se produce porque el contenido de agua en el glicol pobre es menor a la que corresponde al equilibrio.
ABSORCIÓN
TEG – TEMPERATURA DEL CONTACTOR
Opera a bajas temperaturas Tiene mejor absorción Bajas pérdidas por evaporación Siempre debe ser controlada a 10
F más que la temperatura de entrada, para evitar la condensación HC
Siempre debe mantenerse a más de 50 F, para evitar que el glycol se haga
viscoso.
CONCENTRACION DEL TEG
Concentración alta mayor de 99 % es siempre deseada.
Alta concentración significa mayor capacidad de TEG para absorber el vapor de agua y reducir la temperatura del punto de rocío agua.
La eficiencia de Regeneración depende del reboiler y del comportamiento del fondo de la columna de regenerador.
RITMO DE CIRCULACION DEL TEG
Teóricamente, altos caudales de circulación producen mejores rendimientos en el proceso de deshidratación.
En la práctica, el caudal excesivo de circulación puede causar: Incremento de carga en los reboilers
(mayor requerimiento de energía). Aumento de carga en los enfriadores
PRESION EN CONTACTOR Y REGENERADOR
No es tan crítica como la temperatura. Alta presión en el contactor es siempre
deseada. Baja presión aumenta el contenido de
saturación de agua. La presión del regenerador funciona a la
condición atmosférica o más baja para alcanzar alta pureza del TEG.
Baja presión requiere menos temperatura en el reboiler para regenar el glycol y se economiza energía.
Esa diferencia es la fuerza impulsora que provoca la transferencia de masa.
Cuanto menor sea el contenido de agua en el glicol pobre, mayor será su higroscopía y se obtendrá un menor DP en el gas tratado.
Existe una relación entre la concentración de agua en el glicol pobre y el mínimo DP que es posible alcanzar.
ABSORCIÓN
EJEMPLO
Utilizando un 75 % en peso de EG, para tratar 100 MMp3/d de gas con un contenido de agua de 65 lb/MMp3; determinar el caudal de circulación deseado.
Solución: Se arranca con la regla de dedo de un caudal
de 10 gpm.
EJEMPLO
PLANTAS DESHIDRATADORAS
ABSORCIÓN : DIMENSIONAMIENTO DEL REBOILER
CRITERIOS DE DIMENSIONAMIENTO
En el diseño del reboiler se debe considerar: El calor liberado incluye el transferido al
medio más las pérdidas por la chimenea. El calor transferido al medio incluye las
pérdidas por conducción al medio ambiente.
El calor aprovechado por el hidrocarburo es la diferencia entre el calor liberado y las pérdidas (chimenea + medio ambiente).
El API 12K fija las pautas de diseño: El tubo de fuego debe tener un área tal que: A > q (transferido al agua) / Máx. Flux q : calor transferido al medio (agua) [BTU/h] Máx. Flux : 12000 BTU/h.ft^2 A : área de contacto del tubo de fuego con el
agua.
CRITERIOS DE DIMENSIONAMIENTO
La sección debe ser tal que: S > q (calor liberado) / Máx. Densidad de calor q : calor liberado en el quemador [BTU/h] Máx. Densidad de calor : 15000 BTU/h.in^2 S : Sección de paso de los gases de combustión
CRITERIOS DE DIMENSIONAMIENTO
PLANTAS DESHIDRATADORAS
INTERPRETACIÓN DE DIAGRAMAS DE FLUJO P&I
DIAGRAMAS DE FLUJO
P&ID significa Diagrama de Flujo de Cañerías e Instrumentos.
En él se muestran los equipos de procesos y/o de servicios con sus cañerías de interconexión, instrumentos de medición y control, válvulas de bloqueo, seguridad y control y accesorios varios.
Cada elemento identificado con su etiqueta “tag”, con nomenclatura standardizada.
La interpretación de la nomenclatura de los P&I se realiza con un plano dedicado a tal fin.
Las cañerías también se etiquetan, con una nomenclatura “inteligente”, standardizada, indicando Ø, clase, fluido, Nº, aislación, área, etc.
Otro tanto ocurre con las válvulas.
Los lazos de control se muestran con todos los detalles.
DIAGRAMAS DE FLUJO
DIAGRAMAS DE FLUJO
DIAGRAMAS DE FLUJO
DIAGRAMAS DE FLUJO
CONTACTORA DE GLICOL
DIAGRAMAS DE FLUJO
REGENERACIÓN DE GLICOL
DIAGRAMAS DE FLUJO
BOMBEO Y PURIFICACIÓN DE GLICOL
DIAGRAMAS DE FLUJO
PLANTAS DESHIDRATADORAS
UNIDADES DE TRIETILÉN GLICOL: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El gas debe pasar por un filtro separador bien próximo a la entrada de la planta.
El glicol fluye en contracorriente con el gas.
El glicol rico se precalienta en la serpentina y luego se expande en el tanque flash.
Luego pasa por el intercambiador glicol-glicol e ingresa al sector de regeneración donde con calor, libera el agua a presión atmosférica.
El glicol pobre se enfría en el intercambiador glicol-glicol de donde una bomba lo impulsa a la presión del tope del absorbedor.
Antes de la regeneración, el glicol pasa por un filtro de partículas para purificarlo.
A continuación pasa por un lecho de carbón activado que absorbe los hidrocarburos absorbidos por el glicol (aromáticos).
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
Para especificar la unidad se requiere conocer Caudal de gas a tratar. Presión y temperatura. Composición. Contenido de agua requerido a la salida. Fuente de calor a utilizar: gas combustible,
hot oil, energía eléctrica o vapor.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
El proveedor de la unidad calculará: La concentración de agua en el TEG
regenerado. La circulación de TEG. Nº de platos en el contactor. Consumo de gas de stripping. Energía para la regeneración. Pérdidas de TEG estimadas.
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
VISTAS DE PLANTA
PLANTAS DESHIDRATADORAS
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO SISTEMAS AUXILIARES
SISTEMAS AUXILIARES
Sistemas auxiliares generales de planta:
Agua de enfriamiento.
Vapor motriz o vapor de calefacción.
Fuerza motriz.
Aire de instrumentos.
Gas combustible, de sellos y de arranque.
SISTEMAS AUXILIARES: AIRE DE INSTRUMENTOS
El aire debe estar comprimido y seco. Se comprime a 140 psig, máximo 170 psig. Se deshidrata hasta un contenido de agua en
el aire de ~ 10 ppm, para evitar la formación de condensados en las cañerías e instrumentos.
Se realiza en lechos fijos de Alumina Activada.
La regeneración de los lechos se realiza por despresurización (Heat Less Dryers).
O por arrastre con aire caliente. En todo momento uno de los lechos está en
operación mientras el otro se está regenerando.
La regeneración por arrastre tiene una fase de calentamiento y una fase de enfriamiento.
SISTEMAS AUXILIARES: AIRE DE INSTRUMENTOS
El aire atmosférico se filtra y se comprime. Se usan compresores alternativos de 2
etapas de pistón seco o, compresores rotativos a tornillo de una etapa.
Al enfriar el aire, luego de la compresión, se produce condensado que debe ser separado antes de la deshidratación.
Se filtra antes y después de los lechos.
SISTEMAS AUXILIARES: AIRE DE INSTRUMENTOS
El sistema de aire debe contar con un pulmón de reserva por paradas imprevistas del sistema de suministro.
El aire se distribuye por la planta a ~140 psig A esa presión se alimenta aire a los
actuadores a pistón. Para accionamiento de válvulas a diafragma
se reduce a 30 psig.
SISTEMAS AUXILIARES: AIRE DE INSTRUMENTOS
El sistema de gas combustible se alimenta con la corriente principal de gas o con el gas excedente del tratamiento.
Pasa por un tren de válvulas reductoras de presión y por un separador-filtro de partículas finas.
El consumo de gas combustible se mide mediante un puente de medición, para cerrar el balance de materiales de la planta.
SISTEMAS AUXILIARES: GAS COMBUSTIBLE
El gas combustible se utiliza en: Calentadores, calderas de Hot Oil. Combustible en motores de combustión. Gas de arranque. Gas de sello (a mayor presión). Gas motríz para las bombas de pre y post lubricación de compresores. Gas de antorcha. Blanketing de recipientes y tanques.
SISTEMAS AUXILIARES: GAS COMBUSTIBLE
PLANTAS DESHIDRATADORAS
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO: VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
Las válvulas de seguridad (PSV), protegen equipos y cañerías por sobre presión.
La sobre presión obedece a varias causas: Bloqueo Fuego Rotura de tubos en intercambiadores Dilatación térmica de fluidos entrampados Falla de fuerza motriz o agua de
enfriamiento Otras causas según API RP 520
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
Las principales características de las PSV son: Presión de timbre. Sobre presión de apertura. Presión de descarga (contrapresión). Sección del orificio. Diámetro y serie de las conexiones
entrada y Salida. Instalación: cañería y accesorios aguas
arriba y aguas debajo de la PSV.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
Las válvulas de Shut Down (SDV) y Blow Down (BDV) tienen las siguientes características: Usualmente son esféricas. Tienen una posición de falla definida. Tienen actuadores accionados neumática
o hidráulicamente contra resorte. El fluido motriz depende de una solenoide
de 3 vías normalmente energizada.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
La velocidad de cierre de las válvulas está controlada para que el movimiento se complete en tiempo definido.
Los extremos del movimiento accionan micro switchs que transmiten la posición de la válvula: totalmente abierta o cerrada.
Las válvulas no operan en posiciones intermedias.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
Las BDV se utilizan para la Despresurización de Emergencia, que es el conjunto de acciones emprendidas para bajar la presión de equipos o procesos hasta un umbral predeterminado (generalmente 100 psig o 50% de la presión de diseño) en un período de tiempo dado (generalmente 15 minutos) en respuesta a una situación de riesgo.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
La despresurización acelerada de ciertos líquidos puede provocar descensos de temperatura incompatibles con los materiales de construcción.
Para evitar excesiva velocidad de despresurización se usan orificios de restricción (RO) en línea con las BDV.
VÁLVULAS PSV - SDV - BDV
PLANTAS DESHIDRATADORAS
UNIDADES DE TRIETILÉN GLICOL PRINCIPALES EQUIPOS
PRINCIPALES EQUIPOS
La unidad de deshidratación por absorción está compuesta por los siguientes equipos: Separador de entrada. Contactor o columna absorbedora. Separador Flash. Columna de stripping con serpentina y
relleno. Reboiler con dispersor de gas de
stripping. Tanque pulmón. Filtro de partículas.
PRINCIPALES EQUIPOS
Purificador de lecho fijo de carbón activado Intercambiador glicol – glicol Intercambiador gas entrada – gas salida Bomba de glicol (Kimray o Triplex) Instrumentación de control y monitoreo Piping (incluyendo drenajes y venteos)
El aporte de calor proviene de un sistema de combustión o de un sistema de aceite térmico (Hot Oil) auxiliar.
PRINCIPALES EQUIPOS: FILTRO SEPARADOR
SEPARADOR FILTRO HORIZONTAL
PRINCIPALES EQUIPOS: FILTRO SEPARADOR
SEPARADOR FILTRO HORIZONTAL
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Las bases de diseño de cualquier intercambiador son: El calor intercambiado. La diferencia media de las temperaturas de
los fluidos. Las resistencias a la transferencia del calor. Caudales y estado físico de los fluidos. La caída de presión admitida a ambos lados.
PRINCIPALES EQUIPOS INTERCAMBIADORES DE CALOR
Aspectos a tener en cuenta en la selección Propiedades de los fluidos Temperatura y Presión de diseño Materiales de construcción Necesidades de mantenimiento Costos de fabricación Ø y posición de las conexiones Instrumentación y accesorios
asociados
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
INTERCAMBIADOR petróleo / VAPOR
Salida de oil Entrada de vapor
Ingreso de oil
Salida de condensados
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Los intercambiadores de calor de casco y tubos se usan para intercambiar calor sensible o latente pero no radiante entre fluidos.
El cálculo de los equipos se basa en la diferencia de temperaturas entre los fluidos como fuerza impulsora, la cantidad de calor a transferir y un coeficiente que mide la resistencia a la transferencia de calor.
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
La selección del tipo de intercambiador y el dimensionamiento se realiza siguiendo las recomendaciones del TEMA y del ASME para recipientes a presión (Sec VIII-div 1).
En las plantas de aminas es común usar intercambiadores de placas para algunas partes del proceso.
PRINCIPALES EQUIPOS:
INTERCAMBIADORES DE CALOR
INTERCAMBIADOR DE PLACAS
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Los intercambiadores de placas consisten en un N
calculado de placas metálicas para
proveer el área de intercambio necesario para la aplicación, dispuestas en un bastidor y separadas entre sí por juntas de sello de modo que los fluidos circulan entre las placas sin entrar en contacto.
Se pueden montar dos intercambiadores en un bastidor con un fluido común a ambos.
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Se prefiere usar aeroenfriadores cuando no hay limitaciones de espacio y la temperatura de diseño del aire refrigerante permite alcanzar la temperatura deseada en el fluido a enfriar.
También se los prefiere cuando no se dispone de agua de buena calidad o se presentan regulaciones muy rígidas para la disposición de los efluentes acuosos.
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Se utilizan tubos lisos o aletados de distintos tipos según sean las resistencias a la transferencia de calor del lado del fluido y del lado del aire.
El aire refrigerante circula impulsado por ventiladores y rara vez por convección natural.
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Dadas las amplitudes térmicas diarias y estacionales se hacen necesarios dispositivos de control del caudal de aire como ser:
Persianas,
Regulación de las RPM del ventilador o,
Regulación del ángulo de las paletas del ventilador
hornos
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
Los hornos transfieren calor radiante y calor sensible a serpentinas o hileras de tubos por cuyo interior circulan los hidrocarburos.
Los hornos se utilizan para procesar caudales importantes, cuando se requiere elevar la temperatura a niveles imposibles de alcanzar con vapor de media presión o bien vaporizar el producto alimentado.
PRINCIPALES EQUIPOS: INTERCAMBIADORES DE CALOR
PRINCIPALES EQUIPOS: HORNOS DE FUEGO DIRECTO
Existe una gran variedad de hornos, los más comunes son cilíndricos verticales.
Constan de una cámara de combustión donde están los quemadores y los tubos y un sector de calor sensible que puede ser utilizado o no.
PRINCIPALES EQUIPOS: HORNOS DE FUEGO DIRECTO
El sector convectivo se usa para mejorar la eficiencia del horno, como complemento del sector radiante con el mismo producto o con otro.
El dimensionamiento de los hornos y sus detalles constructivos es complejo y se deja en manos de especialistas. El API establece las condiciones mínimas que debe cumplir un horno pero el usuario debe suministrar las bases de diseño del equipo.
PRINCIPALES EQUIPOS: TANQUE FLASH
PRINCIPALES EQUIPOS: TANQUE FLASH
Tanque Flash, separador horizontal o vertical Construido en acero al carbono para Pd, Td Recibe la glicol rico del Contactor. El tiempo
de residencia es de 3 a 5 min. La expansión libera los gases absorbidos a
razón de 1scf/gal @ 1000 psig, o más si hay aromáticos. Se usan como combustible.
Se controla la presión del tanque flash. Se controla el nivel de glicol y condensado.
PRINCIPALES EQUIPOS: CONTACTOR
Contactor Columna de acero al carbono para Pd y Td. Ø según los caudales de gas y de líquido. Altura correspondiente a 4 - 8 platos aprox. Platos de válvulas más comunes. También se usan torres rellenas. Se controla la presión de salida del gas. Se controla el caudal de líquido que circula. Se controla la humedad del gas tratado.
PRINCIPALES EQUIPOS: CONTACTOR
CONTACTOR DE PLATOS Y CON RELLENO
PRINCIPALES EQUIPOS: CONTACTOR
CONTACTOR: PARTE
SUPERIOR
La energía a entregar en el reboiler para la regeneración, se obtiene por combustión en un calentador de fuego directo o mediante un sistema de Hot Oil y debe cubrir el calor necesario para: Calentar el glicol rico hasta la temperatura de
stripping. Vaporizar el agua absorbida. Compensar pérdidas al ambiente.
Con el calor así calculado, se determina el caudal del fluido calefactor.
PRINCIPALES EQUIPOS: SISTEMA DE HOT OIL
Cuando el aporte de calor para la regeneración del glicol se realiza mediante Hot Oil, éste circula por el reboiler bajo control de temperatura del glicol.
El Hot Oil se calienta en una caldera de fuego directo.
Sirve a otros sistemas como el de estabilización de gasolina, regeneración de aminas, o de MEG en las unidades de DP.
PRINCIPALES EQUIPOS: SISTEMA DE HOT OIL
Cuando se dimensiona el sistema de Hot Oil, se computa la energía requerida en: La unidad de endulzamiento: Q1 La unidad estabilizadora de gasolina: Q2 La unidad de glicol: Q3 Calor entregado en la unidad de MEG:
Q4
Calor total a suministrar: Qt = ΣQi
PRINCIPALES EQUIPOS: SISTEMA DE HOT OIL
La energía requerida por las distintas unidades será transportada por circulación de Hot Oil
El caudal de Hot Oil está determinado por: M(ho) = Qt / (Cp(ho) . ∆T), donde: Cp(ho) : Capacidad calorífica del Hot Oil. ∆T : Temperatura (Salida-Entrada de la
caldera de Hot Oil).
PRINCIPALES EQUIPOS: SISTEMA DE HOT OIL
SISTEMA DE HOT OIL (ver diagrama de flujo)
PRINCIPALES EQUIPOS: SISTEMA DE HOT OIL
DIAGRAMA DE FLUJO DE UN SISTEMA DE HOT OIL
Proceso de Estabilización
Proceso de Glycol
Proceso de Amina
PLANTAS DESHIDRATADORAS
UNIDADES DE TRIETILÉN GLICOL VARIABLES CONTROLADAS
EN LA OPERACIÓN
VARIABLES CONTROLADAS EN LA OPERACIÓN
El control de la operación se realiza con: Control de nivel en absorbedora y
tanque flash. Control de presión en tanque flash y en
el gas combustible (caso reboiler de fuego directo).
Control de caudal sobre las bombas de TEG
Control de temperatura de regeneración.
VARIABLES CONTROLADAS EN LA OPERACIÓN
La variable que se debe monitorear preferentemente es la humedad del gas tratado.
Para ese propósito se instalan medidores continuos de humedad.
Los métodos analíticos aceptados son: A presión de línea, método del Bureau of
Mines, procedimiento descrito en la Norma ASTM D 1142.
Higrómetros acordados entre las partes.
VARIABLES CONTROLADAS EN LA OPERACIÓN
Cuando el muestreo es discontinuo, la frecuencia esta normalizada.
En la publicación GPA 2140 del “Technical Standards Book” se describen los métodos aceptados: Bureau of Mines (ya mencionado). Bromuro de Cobalto (cambia de color entre
los 25-30 ppm de agua). Titulación con el reactivo de Karl Fischer.
VARIABLES CONTROLADAS EN LA OPERACIÓN
Las variables que se monitorean regularmente son: Temperatura del glicol pobre y del gas. Nivel de glicol en el acumulador. Caída de presión en la absorbedora. Caída de presión en el filtros de partículas
y en el lecho de carbón activado. Presión del gas de instrumentos. Presión del gas combustible.
PLANTAS DESHIDRATADORAS
DESCRIPCIÓN DEL PROCESO: MATRIZ CAUSA - EFECTO
MATRIZ CAUSA - EFECTO
Muestra cada uno de los instrumentos que produce una señal eléctrica y el elemento sobre el cual esta señal actúa.
Indica los valores extremos que deben asumir las variables para que se produzcan los contactos de alarma.
Define si la señal entrante/saliente es analógica o digital.
Según sea el caso la señal puede: (A) : Arrancar, Abrir (C) : Cerrar (P) : Parar (D) : Desenergizar (E) : Energizar
MATRIZ CAUSA - EFECTO
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INSTRUMENTACIÓN DE MEDICIÓN Y CONTROL
MATRIZ CAUSA - EFECTO
El control automático es el mantenimiento de un valor deseado dentro de una cantidad o condición, midiendo el valor existente, comparándolo con el valor deseado, y utilizando la diferencia para proceder a reducirla.
El control automático exige un lazo cerrado de acción y reacción que funcione sin intervención humana contactos de alarma.
MATRIZ CAUSA - EFECTO
Los sistemas de control se clasifican en sistemas de lazo abierto y a lazo cerrado . La distinción la determina la acción de control , que es la que activa al sistema para producir la salida .
Un sistema de control de lazo abierto es aquel en el cual la acción de control es independiente de la salida .
Un sistema de control de lazo cerrado es aquel en el que la acción de control es en cierto modo dependiente de la salida .
LAZOS DE CONTROL
INSTRUMENTO DE MEDICIÓN
ELEMENTO DE CONTROL FINAL
CONTROLADOR
PROCESO
LAZO DE CONTROL
diagrama de un lazo de control
CONTROL DE NIVEL
CONTROL DE NIVEL
CONTROL DE TEMPERATURA
CONTROL DE TEMPERATURA
CONTROL DE PRESIÓN
CONTROL DE PRESIÓN
CONTROL DE CAUDAL
TRANSMISORES
TRANSMISOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL
TRANSMISOR DE NIVEL A FLOTANTE
VÁLVULAS
DISTINTOS TIPOS DE VÁLVULAS
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PRINCIPALES PROBLEMAS OPERATIVOS
I. Oxidación TEG + O2 forman ácidos orgánicos corrosivos. Solución Blanketing en depósitos de glicol.
II. Degradación Térmica Excesivo calor degrada el glicol (>204
C) y forma compuestos corrosivos
Solución Control y switch de temperatura en
regenerador Regeneración a la temperatura más baja
compatible con el grado de agotamiento requerido. Stripping en vacío.
PROBLEMAS OPERATIVOS
III. Control de PH Los glicoles en contacto con compuestos
sulfurados se acidifican (PH TEG puro 7) lo cual acelera la descomposición e implica mayor grado de corrosión.
Solución No se debe pretender eliminar la corrosividad
de la solución sino mantenerla en un nivel mínimo.
Analizar y controlar PH mediante el agregado de MEA u otro químico alcalino en la corriente de TEG a la succión de las bombas.
El exceso de neutralizadores favorece la formación de precipitados por lo que es preferible mantener PH~6.
PROBLEMAS OPERATIVOS
IV. Contaminación de sales Las sales favorecen la corrosión y
generan ensuciamiento en intercambiadores y en la columna de stripping.
Solución Instalación de separador de entrada
aguas arriba de la torre contactora.
PROBLEMAS OPERATIVOS
V. Hidrocarburos Los HC líquidos favorecen la formación de
espuma, degradación y pérdidas de glicol. Los aromáticos, BTX, se disuelven en el TEG
y se eliminan con el agua creando un problema ambiental.
Solución Buena separación de HC en separador flash Paso total o parcial de la corriente de TEG
por el filtro de carbón activado Burbujeo de gas en el flash tank que se
deriva a compresión o al sistema de gas combustible.
PROBLEMAS OPERATIVOS
VI. Impurezas sólidas La acumulación de sólidos genera
problemas en las bombas, válvulas, etc. Solución Buena filtración antes del regenerador y
antes de la succión de las bombas.
PROBLEMAS OPERATIVOS
VII.Espuma La espuma en la contactora genera mala
absorción y elevado arrastre de glicol en el gas de salida.
Solución La diferencia de temperatura de entrada de
TEG con el gas a deshidratar en la torre contactora no debe exceder los valores recomendados (Temp. TEG no más de 40 a 50 F por encima del gas).
Separador de entrada aguas arriba de la torre contactora para retener los HC condensados, inhibidores de corrosión de pozos, sales y sólidos.
Inyección de antiespumantes.
PROBLEMAS OPERATIVOS
VIII. Pérdidas de TEG Ocurren por vaporización, arrastre y pérdidas
mecánicas Solución Adecuado enfriamiento del glicol pobre. Instalación de eliminadores de niebla de alta
eficiencia en la torre contactora. Velocidad de gas en la torre. Condensador en stripper (se puede agregar
un eliminador de niebla). Mantenimiento de conexiones en bombas,
válvulas, etc previniendo pérdidas por goteo.
PROBLEMAS OPERATIVOS
IX. Presencia de Metanol El Metanol inyectado se encuentra presente en
la fase gaseosa y es absorbido por el TEG. Ocasiona un consumo extra de combustible. Forma espuma que aumenta las pérdidas por
arrastre. Puede provocar la inundación de la contactora. El Metanol húmedo es corrosivo en la unidad
de regeneración. Solución Evitar la inyección de Metanol o controlarla en
el mínimo necesario.
PROBLEMAS OPERATIVOS
X. Deshidratación de gas para la red de Gas Lift La característica es la inestabilidad de la operación. Un exceso de flujo a través de la contactora puede
provocar inundación, pérdida por arrastre e ineficiencia debido a la ruptura del sello líquido en los rebosaderos.
A bajo flujo aumenta la pérdida de TEG por unidad de volumen de gas tratado.
Solución Colocar contra presión a la salida de la contactora. Controlar el caudal de TEG en relación al caudal de
gas de entrada.
PROBLEMAS OPERATIVOS
PROBLEMAS OPERATIVOS
• Consumo típicos: TEG por arrastre en el demister: 0,1 gal. por
MMSCF de gas tratado. TEG pérdidas totales: 0,1 a 0,3 gal. por
MMSCF, dependiendo de la operación. Gas de stripping: De 2 a 10 ft3/galón de TEG
circulado (requerido para regenerar el TEG a altas concentraciones y obtener mayor depresión en el punto de rocío)
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PRINCIPALES PROBLEMAS OPERATIVOS: CORROSIÓN
CORROSIÓN
La corrosión determina la vida útil de la planta. En el diseño de cañerías y equipos críticos es
conveniente atenerse a las recomendaciones emitidas por el NACE (National Association of Corrosion Engineers) en cuanto al tratamiento previo y la operación de la planta.
De los materiales posibles, se usará el más económico siempre que el costo del sobre espesor requerido y del inhibidor justifique la selección de un material más costoso.
La experiencia previa es determinante para la definición de: Los materiales de construcción. Los inhibidores de corrosión. Las velocidades de los fluidos circulantes. Los puntos de alivio de tensiones.
En el diseño es importante seleccionar la
velocidad adecuada en cañerías: Alta velocidad provoca erosión y lavado de
la placa inhibidora en presencia de H2S. Baja velocidad provoca ataque químico.
CORROSIÓN
Distintos agentes atacan los materiales de las cañerías y equipos en la unidades de glicol: Químicos : O2, H2S, CO2, H2O, Metanol Físicos : Erosión, Cambios de velocidad o de dirección, Tensiones no aliviadas en el material Depósitos salinos, incrustaciones
CORROSIÓN
El cracking provocado por Stress Corrosión es uno de los problemas más graves que afecta a las cañerías y a los equipos.
Se origina en tensiones del material localizadas, provocadas por las elevadas temperaturas en los puntos de soldadura.
Las aminas, los gases ácidos,(H2S/CO2), y sobre todo H2, son responsables de este tipo de corrosión y de la fragilización del material.
Se controla por procedimientos de alivio de tensiones del material.
CORROSIÓN
Otro mecanismo de corrosión es el pitting, que afecta a las cañerías y a los equipos Es una corrosión puntual producida por: Gases ácidos Agua con cloruros en condensados o pura Volúmenes de agua salada estancos El O2 presente en agua con cloruros
Se controla evitando la condensación del vapor de agua en la unidad de regeneración.
CORROSIÓN
Usando SC, al espesor calculado de equipos y cañerías se le agrega un sobre espesor de sacrificio variable entre 1/32” y ¼”.
Típico, gas dulce 1/16” y para gas ácido 1/8” Elevado sobre espesor encarece la instalación y
provoca acumulación de material corroído por lo que se debe evaluar otras alternativas como: Acero al carbono forrado Cañería de PRFV, ERFV o similar Acero inoxidable en ausencia de cloruros Aleaciones, Ti, Hastelloy u otros.
CORROSIÓN
CRITERIOS DE DISEÑO
Dimensionar un sistema de deshidratación de modelo estándar que reúna las siguientes características:
Caudal de gas: 10 MMp3/d Gravedad esp. del gas: 0.7 Presión de Op.: 1000 psig Presión Máx. trabajo: 1440 psig Temp. Operación: 100 °F Cont. Agua a la salida: 7 Lbs/MMp3
Criterios de Selección adicional: Caudal de Circulación: 3 gal TEG/Lb de Agua Concentración de Glicol Pobre: 99.5 % TEG Usar una Torre contactora con bandejas
DIMENSIONAMIENTO DE LA TORRE CONTACTORA
Para: Caudal de gas: 10 MMp3/d Gravedad esp. del gas: 0.7 Presión de Op.: 1000 psig Temp. Operación: 100 °F De la fig. 4.34 y las
condiciones operativas se tiene que una torre de 24” cumple con lo requerido.
Para 24” el caudal que maneja es: 11.3 MMp3/d
CÁLCULO DEPRESIÓN DE PUNTO DE ROCIO Y REMOCION DE AGUA
Por tanto: Tope de la Torre: 7 Lbs Agua/ MMp3 Fondo de la Torre: 61 Lbs Agua/ MMp3
NUMERO DE BANDEJAS REQUERIDAS
De la fig. 4.36 a 3 Ga.l de TEG/Lbs de Agua y 67 °F de depresión de Punto de rocío:
El número de bandejas es: 4.5, se debe elegir 5
CALCULO DEL TEG RICO
CÁLCULO DEPRESIÓN DE PUNTO DE ROCIO Y REMOCION DE AGUA
CÁLCULO DEPRESIÓN DE PUNTO DE ROCIO Y REMOCION DE AGUA
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UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR: DESCRIPCIÓN DEL PROCESO
DISECANTES COMUNES EN PROCESOS DE ADSORCION
Cuando se requieren puntos de rocío muy bajos, la mejor opción es la deshidratación con lechos sólidos. Está basado en la adsorción del vapor de agua por lecho fijo con un desecante seleccionado.
Varios desecantes sólidos podrían ser usados tales como; Alúmina Activada Sílice Gel Bauxita Activada Tamices Moleculares
DESECANTES COMUNES EN PROCESOS DE ADSORCION
Tabla 2 Propiedades de los Sólidos Desecantes
PRO Y CONTRAS DEL PROCESO
Puede llegar a puntos de rocío muy bajos. Alto costo de capital. Alto costo de operación y mantenimiento. Requiere monitoreo frecuente
PRINCIPIOS EN PROCESOS DE ADSORCION
Las moléculas se condensan primero y llenan los poros sólidos Los moléculas más pesadas desplazan a
las moléculas ligeras. Como el agua es la más pesada, el
desecante está lleno de agua después de un período de operación.
FACTORES QUE AFECTAN LA ADSORCION
Calidad del Gas: los contaminantes afectan severamente el rendimiento de los secadores. Naturaleza del adsorbente. Naturaleza de la molécula se adsorbida. Temperatura del sistema: Temperatura más baja durante el ciclo de
secado Mayor temperatura para el ciclo de
desorción. Concentración de adsorbente sobre la
superficie de adsorbente.
ADSORCION
Gas Húmedo
CICLO DE REGENERACION
CICLO DE REGENERACION
UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR DESCRIPCIÓN DEL PRECESO
Deshidratación con lechos sólidos: Alúmina / Sílica Gel / Tamices moleculares Sólidos porosos con grandes áreas
internas de contacto por unidad de masa Fuerte afinidad por el agua Punto de rocío del agua: hasta –100
C
Adsorben hidrocarburos pero agua preferentemente
El agua los desplaza progresivamente
UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR DESCRIPCIÓN DEL PRECESO
El gas húmedo pasa a través del lecho que se encuentra en operación.
La mayor parte de la humedad queda retenida cerca de la conexión de entrada.
Los hidrocarburos se adsorben en el resto del lecho pero son desplazados por el agua.
El ciclo termina cuando el agua adsorbida alcanza la conexión de salida.
Entonces comienza la etapa de regeneración.
Parte del gas húmedo que entra a la unidad se deriva a un calentador o calefactor eléctrico.
El gas calienta el lecho y arrastra el agua que se liberó hacia el exterior del recipiente.
Cuando el lecho alcanzó la temperatura de regeneración se suspende la calefacción.
El gas enfría el lecho hasta la temperatura de operación quedando preparado para comenzar una nueva etapa de adsorción.
UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR DESCRIPCIÓN DEL PRECESO
El gas caliente que sale del lecho en regeneración se enfría en un intercambiador donde se condensa el agua y los hidrocarburos que se liberaron durante la regeneración
El gas frío se separa de los condensados en un separador trifásico y retorna a la línea de alimentación a la unidad
El caudal de regeneración se origina creando una restricción en la línea de entrada a la unidad
UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR DESCRIPCIÓN DEL PRECESO
Un proceso físico donde el gas (en nuestro caso el agua) se condensa en la superficie de un sólido.
Los sólidos que Deshidratan son llamados
“desecantes“.
UNIDADES DE TAMIZ MOLECULAR DESCRIPCIÓN DEL PRECESO
Comparación MÉTODOS LÍQUIDOS vs SÓLIDOS
ABSORCIÓN - DESORCIÓN
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PRINCIPIOS DEL ENFRIAMIENTO DIRECTO
ENFRIAMIENTO DIRECTO
Por lo general es empleado después de la descarga de los procesos de absorción y de adsorción.
Remueve la masa de líquido formada por condensación del vapor de agua de la corriente de gas.
No puede alcanzar el nivel de deshidratación deseado menor a 7 lb/MMscf
ENFRIAMIENTO DIRECTO
ENFRIAMIENTO DIRECTO