Caso De Estudio 2.3 Endulzamiento (1).docx

Universidad Privada del Valle Docente: Ing. Msc. Martha Siles Camacho Asignatura: Ingeniería del Gas Natural I

2.3 Caso de Estudio: Planta de Endulzamiento de Gas con Aminas Esta planta fue creada con el propósito del acondicionamiento del gas y el petróleo obtenidos del subsuelo. En las siguientes líneas presentamos un resumen del funcionamiento de esta planta. Los principales procesos con los cuales se consigue este propósito son los siguientes:  Proceso de Separación y estabilización. (Obtención del petróleo Crudo)  Proceso de remoción del CO2.  Proceso de deshidratación  Proceso de fraccionamiento del gas DIAGRAMA DE BLOQUES DE LA PLANTA DE PROCESAMIENTO

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Proceso de Separación Los fluidos entran por la parte media del separador, circulan por el área interior del equipo durante cierto tiempo (30 segundos a 3 minutos dependiendo del caudal) mediante se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas y el líquido. Las burbujas de gas se acomodan en la parte superior del equipo por ser más livianas y el líquido se deposita en la parte inferior por ser más pesado. Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en el interior será elevada y pude arrastrar en la parte superior gotas más pequeñas de petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y optimizar la separación se diseñan deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y extractores de neblina. Capacidad de un separador.- Se entiende por capacidad de un separador a la cantidad de líquido y gas que puede procesar eficientemente al separarlos cada uno en sus fases. Los valores de capacidad dependen del tamaño del vaso, de las características con las que fue diseñado y las especificaciones como las condiciones de operación dadas.

Manifold, Slug Catcher y Separadores Manifold La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds colectores, que los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está compuesto básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el empleo de válvulas y bridas. Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción mientras que la otra se conecta al circuito de control. Por medio de válvulas de seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será controlado, mientras que la producción de los otros ingresa al circuito de producción general. Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana al ambiente, y una presión de hasta 1209 Psi. Slug Catcher Para procesar el gas se dispone de un equipo separador de líquidos y gas denominado Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido).

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El mismo está compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de disposición horizontal, las cuales operan en paralelo. Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V – 301 el cuál mediante presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su procesamiento. Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento. Separadores La producción de todos los pozos ingresa, por diferencia de presión. Estos equipos están conformados por recipientes cilíndricos de disposición horizontal, montados sobre skids de acero, que permiten la separación entre la fase gaseosa y la líquida.

En una ampliación de este subsector se han instalado los separadores de características constructivas similares a la de los otros separadores. En una primera instancia han sido colocados para procesar el fluido de entrada. Por medio de las válvulas ubicadas al ingreso, y las asociadas a la salida de cada unas de las fracciones obtenidas, se puede regular las condiciones de funcionamiento de cada equipo en particular.

Las condiciones de operación son del orden de:

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Separadores de alta presión (V-02, V-01, V-400 y V-401) Temperatura: 90 °F Presión: 1200 Psi Los equipos de baja presión V-04 y el V-03, operan también a temperatura de 90°F, siendo sus presiones del orden de los 569 Psi. Los separadores V-07 y V-08 operan a 200 Psi y la misma temperatura.

Unidad de remoción de CO2 Generalidades El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión de cabeza 1120 Psi y una temperatura de aproximadamente 122 °F, con un caudal máximo de 75 MMSCFD. La composición de ingreso luego de la separación primaria del gas es: Componente C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 nC6 CO2 Total:

% Molar 0,7568 0,087 0,045 0,021 0,018 0,0067 0,0085 0,015 0,042 1

La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 4,20 % molar. La concentración del caudal total de gas que ingresa a la unidad de deshidratación luego de ser tratado debe ser menor al 1,7 % molar en dióxido de carbono, el caudal de gas que se trata en el endulzamiento remueve en un 100% el CO2. Para la separación se pretende usar en contactado una solución de dietanolamina (DEA). La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua.

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Proceso de Absorción de CO2 La corriente de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se atrapan hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones arrastradas por el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos separados se envían al drenaje de hidrocarburos. El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor E-211, donde se precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactor de amina. La temperatura del gas de alimentación antes del IC es de 90 °F. En el contactor de amina T-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con la solución de DEA. La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. Este equipo posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y temperatura: Presión fondo:1166 Psi. Temperatura Amina: 110 °F Temperatura gas: 90 °F El efluente gaseoso, despojado de dióxido de carbono, se enfría desde 110 °F hasta 97 °F en el equipo E - 211, intercambiando calor con la corriente de alimentación al contactor de amina. A continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa cualquier resto de DEA que pudiera haber arrastrado el gas. Finalmente se envía la corriente gaseosa purificada a la unidad de tratamiento con glicol. Por otra parte, la solución de DEA carbonatada (DEA “rica”), obtenida por el fondo de los equipos T-203 y V-204 se deriva a una etapa de regeneración, en la cuál se deriva el dióxido de carbono absorbido. CONTACTORA DE AMINA (T - 203) El propósito de la torre contactora de amina es el de quitar las impurezas de la corriente de gas en la entrada. La acción de remover el CO2 se logra al circular una solución de amina contra la corriente del flujo de gas. La amina entra por la parte superior de la torre de veinte bandejas justo encima de la bandeja número uno y se esparce por la bandeja para asegurar un contacto íntimo con el gas que está subiendo por la torre. Luego la amina se derrama por un vertedero y corre por una bajada hasta la próxima bandeja donde nuevamente cubre la bandeja.

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El gas entra a la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas, donde tiene un contacto íntimo con la amina y las moléculas del dióxido de carbono. A la hora que el gas llega a la salida del contactor, el contenido de CO2 se ha reducido a 0%. Un filtro de niebla está ubicado a la salida del gas para atrapar gotas de líquido que puedan estar mezclados con el gas tratado. La amina “rica” que se junta en el fondo de la torre fluye al tanque flash.

La temperatura de la amina debe mantenerse en aproximadamente 15 °F más caliente que la corriente de gas que ingresa. Esto se hace para que los hidrocarburos más pesados que entran con el gas no se condensen en el contacto y así causar espuma. DISEÑO: Determine la concentración y carga molar ideal para la remoción de CO2 indicada. Determine el caudal de tratamiento en la contactora de amina, para cumplir con las especificaciones de salida indicadas. Determine la rata de circulación del solvente y la rata de remoción de CO2 Realice el balance molar de la contactora

REGENERACIÓN DE LA SOLUCIÓN DEA La solución de DEA carbonatada se acumula en el equipo V-208, con un tiempo de retención de aproximadamente diez minutos. Los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separan por descompresión de la corriente líquida, emergiendo desde el domo de gas del acumulador hacia el sistema de antorcha. La DEA rica procedente del acumulador atraviesa el filtro F-208, en el cuál se separan partículas sólidas. Previo al ingreso del regenerador, la temperatura del líquido aumenta hasta 240 °F en el equipo E-202, mediante el aporte térmico de una corriente de DEA regenerada. La columna regenerada T-206 posee 20 platos, con alimentación por el plato del tope.

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Las condiciones de operación son las siguientes: Presión: 16 Psi. Temperatura: 248 °F. El dióxido de carbono se separa mediante arrastre con vapor de agua, el cuál se genera en el rehervidor E-207, a partir de la solución de amina obtenida en el fondo de la columna. La fase gaseosa procedente del tope atraviesa el aeroenfriador AC-215, en el cuál se condensa el vapor de agua. El efluente del mencionado aeroenfriador se deriva al acumulador V-216. Los gases incondensables se liberan por la parte superior de este equipo, enviándose al sistema de venteo para su descarga final a la atmósfera. Para evitar el arrastre de gotitas de agua y minimizar la pérdida de amina, el acumulador posee un eliminador de niebla en la descarga de gases. El vapor de agua condensado es aspirado por las bombas de reflujo P-217 A/B, que lo envían hacia la alimentación al regenerador T-206. La corriente de DEA regenerada (DEA “pobre”) separada por el fondo del regenerador atraviesa el equipo E-202, en el cuál se enfría hasta 206 °F por intercambio con la corriente de alimentación al regenerador. El líquido se acumula en el tanque pulmón TK-205, con un tiempo de retención del orden de los veinte minutos. La fase gaseosa de este tanque pulmón se encuentra inertizada con gas combustible, para evitar que el dióxido de carbono atmosférico entre en contacto con la amina. La solución de DEA es aspirada desde el tanque por las bombas centrífugas horizontales P-202 A/B, enviando la descarga al aeroenfriador AC-209, en el cual se alcanza una temperatura por debajo de los 120 °F. A la salida del aeroenfriador, un 10 % de la corriente líquida se separa para ser enviada a través del filtro de sólidos F-212 A, el filtro de carbón F-214 y el filtro de sólidos F-212 B, con el fin de separar sólidos en suspensión, partículas de carbón activado, hidrocarburos arrastrados y aminas degradadas. Ambas corrientes líquidas posteriormente se unifican e ingresan a la aspiración de las bombas centrífugas P-201 A/B, que recicla la DEA al contactor de amina T-203, para continuar con el proceso de absorción de dióxido de carbono.

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REGENERADOR DE AMINA (T - 206)

Regeneradora de Amina

Cuando el dietanolamina circula a través del contactor, la amina pobre absorbe el gas ácido, formando un enlace químico débil con ello. Este enlace débil se rompe al bajar la presión e incrementar la temperatura de amina. El regenerador funciona a 16 psig con una temperatura en el fondo de alrededor de 248 °F. El calor que se requiere para quitar el dióxido de carbono de la amina lo provee el aceite caliente que circula en el rehervidor de amina E-207. A medida que se calienta la amina, una parte de la solución se vaporiza y ese vapor (que es casi todo) se eleva por la torre y quita el gas ácido de la solución de amina rica y los lleva a la parte superior. La concentración de los gases ácidos en el vapor se incrementa mientras que la Concentración de amina decae a medida que el vapor asciende por la torre.

La eficacia de la acción de quitar el gas está directamente en proporción al calor que se aplica al rehervidor. Sin embargo, mucho calor incrementa dramáticamente la degradación de amina, lo cual, a su vez, puede llevar a una corrosión severa. 

DEPURADOR DE GAS DULCE (V - 204)

Su función es el de recolectar el agua que se condensa del gas que sale por la parte superior de la torre contactora de Amina. También recolecta pequeñas cantidades de amina que están suspendidas en el gas que sale de la torre El gas se enfría a transferir calor con el gas que entra en el intercambiador E-211 de gas/gas. El depurador de gas dulce es un separador vertical de dos fases. Cualquier líquido que se acumule, se drena continuamente a través de la válvula de control de nivel (LCV-204) al tanque flash.

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El control de nivel del depurador de gas dulce es de 30%, a una presión de 1120 psi y 97 F. 

TANQUE FLASH (V - 208)

El tanque flash tiene 3 funciones principales: 1) Destilar cualquier hidrocarburo que la amina haya absorbido. 2) Separar los hidrocarburos líquidos más pesados de la amina y recuperarlos. 3) Proveer la capacidad de compensación para el sistema.

A medida que la Amina Rica fluye de la torre de contacto de amina (T-203) al tanque flash, la presión cae de 1200 psig a 80 psig, permitiendo que se destile cualquier hidrocarburo que haya absorbido la amina. Deflectores verticales internos dividen al tanque flash en 3 compartimientos. La amina rica entra al tanque flash por un lado, donde un deflector de asentamiento ayuda a asentar la amina antes de separarlo en sus componentes: Los hidrocarburos gaseosos que se destilan de la amina entran en el espacio del vapor del tanque flash. El hidrocarburo líquido que se acumula encima de la amina se puede recuperar. La amina (sin los hidrocarburos gaseosos o líquidos) se asienta en el fondo del tanque y de ahí va ala regenerador de amina. 

ACUMULADOR DE REFLUJO (V - 216)

El vapor en lo alto del regenerador atraviesa el condensador de amina (AC-215), donde se enfría el gas del CO2 y se condensa cualquier vapor de agua que haya. El dióxido de carbono y la mezcla de agua luego fluyen al acumulador de reflujo, donde se separan. El recipiente es un separador del tipo vertical con un deflector y un filtro de niebla que evita el paso de vapor a la salida.

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INTERCAMBIADORES

INTERCAMBIADOR GAS/GAS (E - 211) Se usa el intercambiador gas/gas para calentar al gas del separador de filtro de entrada antes de que entre al contactor de amina. También enfría el gas que sale del contactor, ayudando a condensar cualquier líquido que lleva el gas, para eliminar del depurador de gas dulce. El intercambiador tiene el diseño de un casco/tubo horizontal, donde el gas no tratado pasa a través del casco y el gas que proviene del contactor pasa a través del tubo.

INTERCAMBIADOR DE AMINA RICA/POBRE (E - 202) El intercambiador está constituido de un casco ahorquillado y tubo que consiste de 304 tubos de acero inoxidable. El propósito del intercambiador de amina Pobre/Rica es el de enfriar el amina pobre que sale del rehervidor hacia el E-207, antes de que retorne al tanque de compensación. También calienta la amina ricas que sale del tanque flash antes de que entre al regenerador de amina.

La amina rica entra por el lado del tubo del intercambiador a aproximadamente 100 °F y sale aproximadamente a 175 °F. La amina pobre entra por el lado del casco del intercambiador a 248 °F y sale a 185 °F. AMINE TRIM COOLER (AC - 209) El enfriador de amina está diseñado para enfriar la amina pobre antes de que vaya al contactor de amina para asegurar una distribución adecuada de la temperatura de amina/gas. Este es un enfriador de una pasada con 2 ventiladores con tiro hacia arriba con bocas de ventilación automáticas y se debe armar para mantener una distribución de 10 °F entre las temperaturas del gas en la entrada y el amina que sale del enfriador.

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CONDENSADOR PARA AMINA (AC - 215) El condensador está diseñado para enfriar el vapor caliente y rico que sale de la parte superior del regenerador de amina y condensar cualquier líquido llevado en el vapor. Este es un condensador de 2 ventiladores, de un solo pase que enfría lo que está en lo alto de la torre de 212 °F a aproximadamente 80 °F antes de que vaya al acumulador del reflujo. 

TANQUES

TANQUE DE COMPENSACIÓN PARA AMINA (TK - 205) El tanque de compensación para amina es un tanque de 200 barriles que se usa como un tanque de almacenamiento para el sistema para guardar la amina pobre que alimenta la succión de las bombas booster para amina. El tanque de compensación ayuda a mantener el sistema en funcionamiento al tomar cualquier sobrecarga momentánea durante los trastornos en el sistema. Durante su funcionamiento normal contendrá una solución de amina a la concentración de diseño definida a un nivel predeterminado. TANQUE DE ALMACENAMIENTO PARA AMINA (TK - 221) El tanque de almacenamiento se debe utilizar solamente cuando se va a agregar amina en el sistema, caso contrario, se aísla la unidad. 

FILTROS SEPARADOR DE FILTRO DE ENTRADA (F - 210)

Este filtro de entrada tiene el diseño de una vasija con 2 tubos horizontales que está instalado aguas debajo de los separadores de entrada. El filtro está diseñado para quitar los líquidos libres y atrapar las partículas que son llevadas de la entrada. En la parte delantera incorpora un filtro mecánico para quitar las partículas, el cual tiene un elemento con paletas a la salida. A medida que las pequeñas partículas sólidas y líquidas hacen impacto en el filtro mecánico, son detenidas debido a su tamaño físico.

FILTRO DE SÓLIDOS PARA AMINA POBRE (F – 212 A/B) Este filtro consta de 19 filtros de cinco micrones en cada recipiente. Una mala filtración generalmente está indicada por el color oscuro, nublado u opaco de la amina. La amina limpia tiene un color ámbar claro.

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FILTRO DE CARBON PARA AMINA POBRE (F - 214) El filtro de carbón es un absorbente que está diseñado para quitar los contaminantes orgánicos solubles, tales como los ácidos e hidrocarburos líquidos. Los contaminantes ácidos se forman como resultado de la degradación del procesamiento de líquidos.

FILTROS DE SÓLIDOS PARA AMINA RICA (F - 208) El filtro de sólido para amina rica, es un filtro para flujo completo con 51 filtros con cinco micrones que está ubicado aguas abajo del tanque flash para amina. Habiéndose quitado el gas destilado, la amina se filtra mecánicamente para quitar los sólidos suspendidos que obstruirán los equipos aguas arriba.

Nota. - En el caso de las condiciones de operación de los filtros, tomar en cuenta solo P y T el flujo será calculado por su diseño. 

BOMBAS

BOMBAS DE CARGA PARA AMINA (P – 201 A/B) Las bombas de carga para amina están diseñadas para entregar amina al contactor para absorber el CO2 de la corriente de gas en la entrada. Las bombas son bombas centrífugas de 11 etapas que funcionan a 3600 rpm y entregan el gpm requerido a 1225 psi. Esto es al 100 % de las bombas, dejando siempre una como reserva. Son impulsadas por un motor Waukesha que funciona a gas combustible. Las bombas succionan la descarga de la bomba booster para amina a 90 psi y lo descarga en el contactor a aproximadamente 1200 psi.

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BOMBAS BOOSTER PARA AMINA (P – 202 A/B) Estas son dos unidades que al 100 % de su capacidad son capaces de bombear el caudal requerido de solvente a 85 psig y alcanza una temperatura de 150 F. Estas succionan del tanque de compensación para amina y descargan en las bombas de alta presión para amina a través del enfriador de amina.

BOMBAS DE REFLUJO PARA AMINA (P – 217 A/B) Las bombas de reflujo para amina, son bombas centrífugas verticales que descargan 36 gpm a 68 psi. Bombean los vapores condensados (en su mayoría agua) del acumulador de reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora para ayudar con el enfriamiento y detener el exceso de líquidos. El flujo de las bombas depende del nivel en el acumulador.

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BOMBAS DE TRANSFERENCIA PARA AMINA (P – 218 A/B) Las bombas de transferencia transfieren amina desde el almacenaje hasta el tanque de compensación para amina.

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EQUIPOS PARA EL SISTEMA DE ACEITE CALIENTE

TANQUE DE COMPENSACIÓN (V - 220) El tanque de compensación para aceite caliente provee la expansión térmica y capacidad de compensación para el sistema. Este tiene una capa de nitrógeno para mantener el aire fuera del sistema.

BOMBAS DE ACEITE CALIENTE (P – 230 A/B/C) Estas son bombas centrífugas horizontales que descargan 1116 gpm a 250 psi cada una. Son unidades al 50 %, entonces una siempre será utilizada como reserva. Las bombas se usan para bombear el aceite del calentador hasta el rehervidor, donde intercambia el calor con la amina. Cada una de las bombas está equipada con aeroenfriadores de descarga.

HORNO DE ACEITE CALIENTE (H -240) El calentador de aceite está equipado con cuatro quemadores ZECO, cada quemador esta equipado con un quemador principal y un fuego piloto. El aceite medio caliente esta a una temperatura de 345 °F

PROBLEMAS OPERATIVOS Se ha observado que la caída de presión de la contactora se ha incrementado 20 psia en los últimos 5 días. El nivel de líquido en la columna supera el 60% y el flujo de solvente que cae al fondo no va bajando por las bandejas y disminuye gradualmente.

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El depurador de gas dulce a la salida de la contactora está arrastrando una cantidad de solvente por encima de lo normal. El nivel en el depurador de gas dulce se elevó hasta el límite superior máximo casi provocando que se desconecte, y casi ocasiona un paro de la planta. El volumen de hidrocarburos líquidos recuperados en el tanque flash se ha incrementado 1,8 % en un periodo de 20 días. Se observa un color verde oscuro en la solución de amina pobre a la salida de los filtros de carbón activado EL filtro de solidos para amina indica un incremento de su presión diferencial significativo, el tamaño de partícula de salida es superior a 5 micrómetros.

Desarrollo de actividades: 1.- Determine el tipo de amina recomendado, concentración y caudal a utilizar para este proceso de acuerdo a las características del gas natural y los parámetros de diseño de la planta. 2.- Explique las posibles causas de los problemas operativos que presenta la planta, enumerando cada una de ellas y justificando el porque del problema. 3.- Plantear posibles soluciones a los problemas operativos suscitados, si estos involucran replantear el diseño conceptual de los principales equipos de la planta efectué el mismo. 4.- Elabore un diagrama de flujo detallado de toda la unidad de endulzamiento, que incluya: Codificación de equipos, condiciones de operación, flujo de fluidos e instrumentación y control.