UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“DESCRIPCIÓN DEL PROCESO DE CO
2Y LAS CAUSAS QUE
PUEDE GENERAR ESTE COMPONENTE
EN LA PLANTA GLP
DEL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI”
PLAN DE PROYECTO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
GABRIELA MARCELA HARO BUÑAY
DIRECTOR: ING. RAÚL BALDEÓN LÓPEZ
DECLARACIÓN
Yo Gabriela Marcela Haro Buñay, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondiente a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa Institucional vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título Descripción del proceso de CO2 y las causas que pueden generar este componente en la planta GLP del Complejo Industrial Shushufindi” que, para aspirar al título de Tecnóloga en Petróleos, fue desarrollado por Gabriela Marcela Haro Buñay, bajo mi dirección con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
DEDICATORIA
A Dios a quien le agradezco por mi existencia, mi fe, mi empeño y los conocimientos que me permitieron llegar hasta donde estoy. Infinitas gracias A mis padres: Margarita Buñay y Marcos Haro, que son el centro de mi vivir, por su amor incondicional, paciencia, empuje, valor y tenacidad. Porque gracias a sus ejemplos hoy doy un paso más en la vida. Los Amo mucho.
A mi gran amigo: Joffre López, quien desinteresadamente me han brindado su amistad sincera y su apoyo incondicional. Lo quiero mucho.
AGRADECIMIENTO
A la Universidad Tecnológica Equinoccial por permitirme llevar orgullosa su legado, conocimiento y sabiduría. A la facultad de de Ingeniería en la Carrera de Petróleos por los conocimiento impartidos.
A EP-Petroproducción y EP-Petroindustrial del Complejo Industrial Shushufindi, por darme la oportunidad de realizar este trabajo en sus instalaciones. Al Ingeniero Raúl Baldeón por el apoyo, confianza, conocimiento, guía y experiencia que depositó en mí y me permitió culminar este trabajo.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINAS
RESUMEN XIII
ABSTRACT XIV
CAPÍTULO I 1
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 2
1.2 JUSTIFICACIÓN 2
1.3 OBJETIVO GENERAL 3
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.4 IDEA A DEFENDER 4
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES 4
1.4.1.1.1 VARIABLES DEPENDIENTES 4
1.4.1.2 VARIABLES INDEPENDIENTES 4
1.5 MARCO DE REFERENCIA 5
1.5.1 ANTECEDENTES 5
1.5.2 MARCO CONCEPTUAL 6
1.6 METODOLOGÍA 7
1.6.1 TIPO DE METODOLOGÍA 8
CAPÍTULO II 8
2. MARCO TEÓRICO 8
ii
2.1.1.1 GAS NATURAL 10
2.1.1.2 TIPOS DE GAS NATURAL 12
2.1.1.3 ACONDICIONAMIENTO DEL GAS NATURAL 13
2.1.1.5 VENTAJAS DEL GAS NATURAL 16
2.1.1.5 GAS NATURAL LÍQUIDO (GNL) 16
2.1.1.6 GAS LICUADO DEL PETROLEO (GLP) 17
2.2 SISTEMAS INSTALADOS DE LA PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI
………..19
2.2.1 ENTRADA Y ENFRIAMIENTO 22
2.2.2 SEPARADOR 22
2.2.3 DESHIDRATADORES 23
2.2.4 REFRIGERACIÓN 24
2.2.5 DESTILACIÓN FRACCIONARIA 25
2.3 OPERACIÓN DE LA PLANTA DE GAS DE SHUSHUFINDI 27
2.3.1 PRE-ENFRIAMIENTO DE CARGA 27
2.3.2 PRE-ENFRIAMIENTO DE GAS 29
2.3.3 PRE-ENFRIAMIENTO DE LÍQUIDO 32
2.3.3.1 SEPARADOR DE GAS- LIQUIDO- AGUA Y BOMBAS 32
2.3.4 DESHIDRATADOR DE GAS 39
2.3.5 REFRIGERACIÓN DE GAS Y LÍQUIDOS 42
2.3.6 DESETANIZADORA 50
2.3.7 DEBUTANIZADORAS 55
2.3.8 DEBUTANIZADORA Y DEPROPANIZADORA 60
iii
2.3.7 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN 75
2.4. PROCESO DEL GAS 78
2.4.2 VERIFICAR LA HERMETICIDAD 80
2.4.3 EN MARCHA 81
2.4.4 MANTENIMIENTO 82
CAPÍTULO III 84
3. METODOLOGÍA 82
3.1 ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES 84
3.1.1 CLASIFICACION DE LA CROMATOGRAFÍA 85
3.1.2 CROMATOGRAFÍA DE GASES LA TÉCNICA MÁS UTILIZADA
PARA EL ANÁLISIS DEL GAS NATURAL 86
3.1.3 ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DEL GAS NATURAL 86
3.1.4 COMPONENTES DE UN CROMATÓGRAFO DE GASES 88
3.7.4.1 FASE MÓVIL 89
3.1.5 COLUMNA CROMATOGRÁFICA 89
3.1.5.1 HORNO DE LA COLUMNA 90
3.1.6 COOMPOSICIÓN QUÍMICA Y PROPIEDADES DE LOS GASES 92
3.2 TAMICES MOLECULARES 95
3.1 APLICACIONES 96
3.2. MEMBRANAS DE REMOCIÓN DEL CO2 98
3.2.1 PRINCIPIO DE OPERACIÓN PARA LA SEPARACIÓN DE UNA
MEMBRANA 99
3.2.2 SEPARACIÓN DE GAS CON MEMBRANA 102
iv
3.2.4 PRECAUCIONES DE OPERACIÓN 104
3.3 PROCEDIMIENTO DE ARRANQUE 107
3.3.1 ARRANQUE EN FRÍO (DESPRESIONADO DEL SISTEMA) 108 3.3.2 SISTEMA PRESURIZADO-ARRANQUE EN CALIENTE 110
3.4 SISTEMA DE OPERACIÓN 112
3.4.1 SHUTDOWN DEL SISTEMA DE MEMBRANA 112
3.4.2 SISTEMA DE SHUTDOWN NO PROGRAMADO 113
3.5 PROCEDIMIENTO DE AJUSTES DEL AREA DE LA MEMBRANA 114
3.5.1 RETIRANDO UN BANCO DE MEMBRANA 114
3.5.2 AÑADIENDO UN BANCO DE MEMBRANA 115
3.6 MANTENIMIENTO DE LA UNIDAD DE MEMBRANA 116
3.6.1 DIARIO 116
3.6.2 MENSUAL 116
3.6.3 CUATRIMESTRES 117
CAPÍTULO IV 118
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 118
4.1 ANÁLISIS DE LOS PROBLEMAS QUE GENERA EL CO2 EN LA
PLANTA GLP DEL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI 118
4.1.1 CORROSIÓN 119
4.1.2 HIDRATOS 125
4.1.3 EFECTOS DE LOS GASES ÁCIDOS 126
4.1.4 CAPACIDAD DE GASODUCTOS 126
v 4.2 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS DE LA CROMATOGRAFIA 128 4.3 ANÁLISIS DE LOS PROCESOS QUE SE PRESENTA EN LA
PLANTA DE GAS 134
4.3.1 SEPARACIÓN 135
4.3.2 ENDULZAMIENTO DE GAS Y LÍQUIDOS 136
4.2.3 RECUPERACIÓN DE AZUFRE 138
4.2.4 PROCESO CRIOGÉNICO 139
4.2.4 FRACCIONAMIENTO Y ALMACENAMIENTO 140
CAPÍTULO V 142
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 142
5.1 RECOMENDACIONES 144
5.2 GLOSARIO 145
5.3 BIBLIOGRAFÍA 147
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÀGINAS
Tabla 2.1: Sistemas instalados en la Planta de Gas Shushufindi 21 Tabla 2.2. Condiciones de diseño del desetanizador 55
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINAS
Figura 2.1: Planta de gas de Shushufindi 8
Figura 2.2: Wikipedia. (2010).Proceso para obtención de los diferentes
componentes del gas. 10
Figura 2.3: Wikipedia. (2008). Esquema del acondicionamientos del gas
natural. 15
Figura 2.4: Esfera de GLP 19
Figura 2.5: Instalaciones de la Planta de Gas 20
Figura 2.6: Enfriador 22
Figura 2.7: Separador de gas 23
Figura 2.8: Deshidratadores 24
Figura 2.9: Refrigerante 25
Figura 2.10 Sistema de de destilación fraccionaria 26 Figura 2.12: EP-Petroecuador (2011). Diagrama de enfriamiento de gas.
Manual de P & D. CIS 28
Figura 2.12: EP-Petroecuador (2011). Pre-enfriamiento de gas. Manual de
P & D. CIS 30
Figura 2.12.1: EP-Petroecuador (2011). Pre-enfriamiento de gas. Manual
de P & D. CIS 31
Figura 2.13: EP-Petroecuador (2011). Separadores de agua y bombas
alimenticias. Manual de P & D. CIS 34
Figura 2.14: EP-Petroecuador (2011). Diagrama de enfriamiento de
gas-liquido. Manual de P & D. CIS 38
Figura 2.15: EP-Petroecuador (2011). Diagrama de deshidración de gas.
viii Figura 2.15.1: EP-Petroecuador (2011). Diagrama de deshidración de gas.
Manual de P & D. CIS 41
Figura 2.16: EP-Petroecuador.(2011).Diagrama de refrigeración de gas y
liquido. Manual de P& D. CIS 49
Figura 2.17: EP-Petroecuador. (2011).Diagrama de la desetanizadora.
Manual de P&D. CIS 53
Figura 2.17.1: EP-Petroecuador. (2011).Diagrama de la desetanizadora.
Manual de P&D. CIS 54
Figura 2.18: EP-Petroecuador. (2011).Diagrama de la debutanizador.
Manual de P&D. CIS 59
Figura 2.18.1: EP-Petroecuador. (2011). Diagrama de depropanizadora y
debutanizadora. Manual de P&D. CIS 66
Figura 2.19: EP-Petroecuador. (2011).Sistema de calentamiento. Manual
de P&D. CIS 73
Figura 2.19.1: EP-Petroecuador. (2011).Sistema de calentamiento. Manual
de P&D. CIS 74
2.3.7 SISTEMA DE REFRIGERACIÓN 75
Figura 2.20: EP-Petroecuador. (2011). Sistema de refrigeración. Manual de
P&D. CIS 76
Figura 2.20.1: EP-Petroecuador. (2011). Sistema de refrigeración. Manual
de P&D. CIS 77
Figuras 2.21: Planta de gas Shushufindi 78
Figura 3.2: Ing. Ramos. (2012) .Análisis Cromatográfico para una muestra
de gas natural. Institucional 88
Figura 3.3: EP-Petroecuador (.2012). Análisis de la planta modular del CO2.
ix Figura 3.4: Ing. Ramos. (2012). Principales componentes del gas natural.
Institucional 94
Figura 3.5. Petroblogger. (2012). Proceso del los tamices moleculares. 96
Figura 3.6: Muestra de los tamices moleculares 98 Figura 3.7: EP-Petroecuador.(2012). Proceso de separación con
membrana de gas. Manual de uso de las membranas moleculares.
Laboratorio CIS 100
Figura 3.8. Wikipedia,Scielo. (2009). Membrana No- Porosas. 103
Figura 3.9. Banco de membranas 117
Figura 4.1: Ing. Ramos. (2012).Corrosión por CO2. Institucional. 121 Figura 4.2: Ing. Ramos. (2012).Efecto y solubilidad de la corrosión.
Institucional. 122
Figura 4.3: Ing. Ramos. (2012).Tipos de corrosión localizada. Institucional. ……….………123
Figura 4.4: Ing. Ramos. (2012).Mapa conceptual de deshidratación.
Institucional. 126
Figura 4.5: Ing. Ramos. (2012).cromatografía del gas natural.
Institucional.... 129
Figura 4.6: Cromatografía del CO2 129
Figura 4.7: Cromatografía del CO2 de entrada 130 Figura 4.8: Cromatografía del CO2 de permeato 131 Figura 4.8: Cromatografía del CO2 de salida 132 Figura 4.9: Resultado de la cromatografía del CO2 133
Figura 4.10: Gustato. (2007). Separación. 136
Figura 4.11: Ing. Ramos. (2012). Endulzamiento de gas y líquidos.
x Figura 4.12: Ing. Ramos. (2012).Endulzamiento. Institucional. 138 Figura 4.13: Pemex. (2008).Proceso de recuperación del Azufre. 139 Figura 4.14: Pemex. (2008). Proceso criogénico. 140 Figura 4.15: Pemex. (2008). Proceso de fraccionamiento y
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINAS
Ecuación 3.1: EP-Petroecuador. (2006) Manual de operación de las
membranas. Laboratorio del CIS 101
Ecuación 3.2: EP-Petroecuador. (2006) Manual de operación de las
xii
INDICE DE ANEXOS
PÁGINAS
ANEXO 1: ESFERAS DE GAS 149
ANEXO 2: SALA DE BOMBAS 149
ANEXO 3: PLANTA DE GAS DEL COMPLEJO INDUSTRIAL
SHUSHUFINDI 150
ANEXO 4: PLANTA DE CO2 150
ANEXO 5: LÁMINAS DE PRUEBA DE CORROSIÓN DE GAS 151
ANEXO 6: PLATAFORMA DE ENVASADO 151
ANEXO 7: CILINDROS PARA TOMAR MUESTRAS DE GAS 152 ANEXO 8: CILINDROS PARA OBTENCIÓN DE MUESTRA DE CO2 152 ANEXO 9:CILINDROS CON COMPONENTES QUIMICOS PARA LIMPIEZA DE LOS CILINDROS DE TOMA DE MUESTRA DE GAS 153 ANEXO 10: CILINDROS PARA TOMAR MUESTRA DE LA PLANTA GLP Y
xiii
RESUMEN
El presente trabajo está enfocado en el proceso de extracción del CO2 y los problemas que genera este componente en la planta GLP del Complejo Industrial Shushufindi, el cual consta de cinco capítulos que harán referencia a:
CAPÍTULO I, donde se define el planteamiento del problema, el objetivo
general y específico, la idea a defender de la investigación, la justificación del tema y la metodología utilizada para el desarrollo de la presente tesis.
CAPÍTULO II, en donde se define las generalidades de la planta de gas, por
consiguiente se realiza la descripción del proceso y operación con los pertinentes diagramas los cuales muestra detalladamente el funcionamiento de cada uno de los sistemas instalados dentro de la misma.
CAPÍTULO III, en donde especifica las generalidades acerca de la
cromatografía, de los tamices moleculares y/o membranas moleculares con sus respectivos procesos y operaciones dentro de la planta de gas.
CAPÍTULO IV, en donde se definen los problemas que generan el CO2 y el respectivo método para prevenirlo o remediarlo. A continuación despliega la descripción de los procesos que intervienen en el desarrollo de extracción de los elementos contaminantes.
CAPÍTULO V, en este capítulo se describen las conclusiones y
xiv
ABSTRACT
The present work is focused in the description of the process of the CO2 and the reasons that can generate this component in the plant LPG of the Industrial Complex Shushufindi, which is clear of five chapters that they will refer to:
CHAPTER I: Where the exposition of the problem is defined, the general and specific aim, the idea to defending from the investigation, the justification of the topic.
CHAPTER II, where the gas plant is described generally, consequently realizes the description of the process and operation with the pertinent graphs which it shows detailed the functioning of each one of the systems installed inside the same one.
CHAPTER III, where there is realized the description of the process and operation of the molecular sieve and /or membranes, whit the generality of chromatography and their analyses thereof.
CHAPTER IV, where there is realized the description of the problems and methods of the removal CO2 by means of the analyses obtained of laboratories expiring with the respective procedure.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
El Complejo Industrial Shushufindi está ubicado en la Provincia de Sucumbíos, el principal campo de producción petrolero del país de donde se extrae el gas natural asociado, por el cual mediante algunos procesos obtenemos la separación de los diferentes componentes de gas.
El impacto ambiental que se ha ido generando por las industrias petroleras es uno de los problemas más relevantes, por los cuales mediante estudios se realizan diferentes procesos para minimizar esta contaminación.
Otro problema que tenemos dentro de la industria es el daño de las instalaciones, contaminación de la misma y gastos económicos innecesarios. Durante la investigación de los procesos que se describen en la planta de gas son relativamente importantes, mediante los cuales se enfocan en un solo resultado obtener el mejor producto evitando la pérdida económica en producción.
2 que se quema en las teas y el otro porcentaje de gas es reutilizado para el uso en la misma industria.
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En la industria petrolera existen varios problemas tales como la falta de regularidad, confiabilidad y eficiencia que impiden el normal funcionamiento de los procesos de obtención de derivados del gas.
La falta de interés e investigación del uso de las normas y parámetros establecidos dentro de la planta GLP y un deficiente control durante el proceso de extracción del CO2, los equipos de las instalaciones pueden presentar irregularidades y daños irremediables como son: corrosión, gastos innecesarios por daños ocasionados a las membranas moleculares y/o tamices moleculares y disminución del poder calorífico del gas , de manera que provoca incidentes laborales y contaminación ambiental en los lugares aledaños de la planta de GLP del Complejo Industrial Shushufindi.
1.2 JUSTIFICACIÓN
3 De esta manera permite un mejor desarrollo dentro de la planta de gas, utilizando correctamente las normas y control de los sistemas de instalaciones durante el proceso de extracción del CO2, para así evitar accidentes irremediables tanto personales como ambientales.
1.3 OBJETIVO GENERAL
Analizar el proceso de extracción del CO2 y los problemas que puede generar este componente en la planta de producción del GLP del Complejo Industrial Shushufindi.
1.3.1 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Investigar y describir el proceso de la planta de gas y extracción del CO2 en el Complejo Industrial Shushufindi.
Especificar los problemas que genera el CO2 en esta planta procesadora de GLP.
Determinar los tratamientos implementados en esta planta para la
extracción de CO2 y evitar problemas ocasionados por este gas antes de generar algún problema ocasionado por el dióxido de carbono dentro de la instalación de la planta de gas.
Enumerar los equipos y accesorios que se utiliza para la extracción del proceso del CO2 en la planta GLP del Complejo Industrial Shushufindi. .
4
1.4 IDEA A DEFENDER
Será posible al extraer el CO2 presente en el gas natural se evita problemas en los procesos especialmente corrosión y se disminuye la contaminación ambiental?
1.4.1 IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES
Las variables consideradas para el análisis son:
1.4.1.1.1 VARIABLES DEPENDIENTES
Un control minucioso de la Membrana de remoción del CO2 Presencia del CO2
La remoción del CO2
Correcto funcionamiento del tamiz molecular Análisis del proceso térmico
1.4.1.2 VARIABLES INDEPENDIENTES
Presenta daños de los elementos de la membrana y por ende genera contaminación y problemas operacionales dentro de la misma.
5 Impide el congelamiento en los enfriadores que se encuentran a bajas
temperaturas.
Corrosivo destruyendo tuberías y equipo ocasionando una pérdida económica
1.5 MARCO DE REFERENCIA
1.5.1 ANTECEDENTES
El complejo industrial Shushufindi está ubicado en la Provincia de Sucumbíos, el principal campo de producción petrolero del país de donde se extrae el gas natural asociado. La Planta GLP tiene capacidad para procesar 25 millones de pies cúbicos por día de gas, su operación se inicio en febrero de 1984.
La planta se sometió a dos ampliaciones: la primera comprendió montaje de compresores de alta potencia en la Estación de Secoya y la construcción de gasoductos, en una extensión de 42 Km., para captar y transportar el gas y los licuables que se producen en Secoya y enviarlos a la planta de Shushufindi para su procesamiento.
Esta etapa entró en operación en julio de 1990 y las obras permitieron el incremento de la producción de gas licuado de petróleo, hasta alcanzar las 220 toneladas métricas diarias.
6 gas doméstico, utilizando como materia prima el gas natural de los campos petroleros Libertador, Secoya y Shushufindi.
En la Planta GLP donde se inicia el enfoque de este documento, específicamente, en un intercambiado de calor gas- liquido, el cual opera en la obtención de GLP con un régimen de trabajo del 100% a altas presiones y bajas temperaturas, por lo cual se ha tomado medidas más preventivas y precisas como son los sistemas de control para cada uno de los procesos.
El gas producido se transporta a través del poliducto Shushufindi - Quito, de donde se lo distribuye para su consumo como combustible doméstico o industrial.
1.5.2 MARCO CONCEPTUAL
Absorción
Es la retención de una especie química por parte de una masa y depende de la tendencia, que tenga la masa a formar mezcla o reaccionar químicamente con la misma.
Adsorción
7 Proceso criogénico de gas
El proceso criogénico recibe gas dulce húmedo de las plantas endulzadoras de gas y en algunos casos directamente de los campos productores, el cual entra a una sección de deshidratado, donde se remueve el agua casi en su totalidad, posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistema de refrigeración mecánica externo.
Punto o temperatura de rocio
Temperatura de rocío es la temperatura a la que empieza a condensar el vapor de agua contenido en el aire, produciendo rocío, niebla.
1.6 METODOLOGÍA
8
1.6.1 TIPO DE METODOLOGÍA
8
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1 GENERALIDADES DE LA PLANTA DE GAS DE
SHUSHUFINDI
Forma parte del Complejo Industrial Shushufindi, el cual consta de dos plantas; la refinería amazonas y la planta de gas de Shushufindi, ubicado en la provincia de Sucumbíos, región oriental del país la planta de gas inicio sus operaciones en las teas de los campos de producción de petróleo en Shushufindi, Aguarico, Limococha, Parahuacu y Atacapi pertenecientes a EP-Petroproducción.
9 Esta planta fue sometida a dos ampliaciones: la primera comprendió el montaje de compresores de alta potencia en la Estación de Secoya y construcción de gasoductos, en una extensión de 42 km, para captar y transportar el gas y los licuables que se producen en Secoya y enviados a la planta de Shushufindi para su procesamiento, esta etapa entro en operación en julio de 1990 y las obras permitieron el incremento de la producción de gas licuado de petróleo hasta alcanzar las 220 toneladas métricas diarias.
La segunda etapa entro en operación en marzo de 1992 y completo la ampliación de la planta de gas para procesar 500 toneladas métricas diarias de gas domésticos. El gas producido se transporta a través del poliducto Shushufindi – Quito de donde se lo distribuye para su consumo como combustible domestico e industrial.
Además, con el comienzo de las operaciones de la planta modular de gas instalada en Secoya se trata de resolver en parte el abastecimiento de materia prima que tiene la planta de gas de Shushufindi.
2.1.1 CONCEPTOS Y CARACTERÍSTICAS DE CADA TIPO DE
GAS
10 - Gas Natural - Gas Licuado de Petróleo
- Gas Natural Licuado - Gas seco - Gas condensado
- Gas húmedo
Figura 2.2:
Wikipedia. (2010).
Proceso para obtención de los diferentes componentes del gas.2.1.1.1 GAS NATURAL
11 fórmula CnH2n+2. Estos hidrocarburos, tienen por nombre, también Hidrocarburos Saturados.
El gas natural es un combustible fósil formado por un conjunto de hidrocarburos que, en condiciones de reservorio, se encuentran en estado gaseoso o en disolución con el petróleo.
Se encuentra en la naturaleza como:
Gas natural asociado: cuando está acompañado de petróleo Gas natural no asociado: cuando no está acompañado de petróleo
El principal componente del gas natural es el metano, que usualmente constituye el 80% del mismo. Sus otros componentes son el etano, el propano, el butano y otras fracciones más pesadas como el pentano, el hexano y el heptano.
Generalmente contiene 1% de impurezas como son el nitrógeno, bióxido de carbono, helio, oxígeno, vapor de agua y otras que son también de combustión limpia.
A la presión atmosférica y a igualdad de volumen, el gas natural tiene un contenido energético menor que el petróleo (mil cien veces menor), pero al comprimirse su contenido energético se incrementa, razón por la cual se transporta a presión.
El metano tiene gran variedad de usos:
Se usa como un insumo o combustible en la actividad industrial o como combustible en las plantas térmicas generadoras de electricidad.
El etano puede ser convertido en etileno y constituirse en insumo para la
industria química.
12 grados Celsius), se denomina “Gas Licuado de Petróleo” (GLP) y se comercializa en balones para su utilización en cocinas, calentadores y en otros usos industriales.
Es importante diferenciar entre el Gas Licuado de Petróleo (GLP) y lo que se denomina, Líquidos del Gas Natural (LGN) que se refiere a la combinación de propano, butano, pentano, hexano y otros condensados presentes en el gas natural.
Los hidrocarburos más pesados como el pentano (C5 H12), el hexano (C6 H14), y el heptano (C7 H16) pasan con facilidad al estado líquido y son lo que se conoce como gasolina natural o condensada.
Así como el término GLP (propano y butano) es diferente al término LGN (que se refiere a los líquidos contenidos en el gas natural), existe el término GNL que se refiere al Gas Natural Licuado.
2.1.1.2 Tipos de gas natural
Gas Seco: su composición está constituida por el 96% de metano, 2% de
etano, 1% de propano, 0.5 % de iso- butano - normal butano y 0.5 iso- pentano – normal pentano. Debido a su alto contenido de componentes livianos o volátiles, los líquidos pueden condensarse solo a temperaturas bajo 0ºF (procesos criogénicos), es decir que la mezcla de hidrocarburos se encuentra siempre en fase gaseosa.
Gas Condensado: en la composición de la mezcla de hidrocarburos es
13 plus (es un gas con líquido disuelto). Presenta condensación retrógrada isotérmica en un rango de temperaturas (200°-400°F) y presiones (3000-8000 lpc) en yacimientos, y en su camino hacia el tanque de almacenamiento el condensado sufre una fuerte reducción de presión y temperatura y penetra rápidamente en la región de dos fases, es decir se observa líquido a nivel de yacimiento y de superficie.
Gas Húmedo: los gases húmedos se caracterizan por un mayor contenido de componentes intermedios y pesados que los gases secos. El término “Húmedo” proviene que a las condiciones de separación en superficie la mezcla cae en la región de dos fases generando relaciones gas-líquido mayor que 15000 PCN. El contenido líquido del gas húmedo es menor de 30 BN/MMPCN.
2.1.1.3 Acondicionamiento del gas natural
14 un sistema de enfriamiento para eliminar el vapor de agua por condensación. El tratamiento del gas con sustancias desecantes ha encontrado muchas aplicaciones en Estados Unidos. Los glicoles son los que más se utilizan para este propósito, debido a su afinidad con el agua, bajo costo, estabilidad química, bajo espumado y baja acción solvente para el gas natural. Otros agentes desecantes son: alúmina y bauxita activada, gel de sílice, ácido sulfúrico y soluciones concentradas de cloruro de calcio o de tiocianato de sodio. Las plantas de este tipo requieren, por lo general, una torre empacada para el tratamiento a contracorriente del gas con reactivo, junto con un regenerador para el agente deshidratante. El gas puede también deshidratarse si se pasa sobre serpentines refrigerados. En general, este método es más costoso que los otros, pero cuando hay disponibilidad de vapor para operar el ciclo de refrigeración, los costos pueden reducirse.
La presencia de ácido sulfúrico u otros compuestos de azufre representan un problema, debido a que, causan corrosión y forman compuestos contaminantes del aire cuando se queman. La presencia de dióxido de carbono en el gas disminuye su poder calorífico, razón por la cual también es removido. La monoetanolamina es el solvente más antiguo y, probablemente, todavía el más usado para la desulfuración del gas natural. Normalmente se aplica una solución acuosa de monoetanolamina entre de 10 a 30%. Existen otros solventes utilizados en la absorción de H
15 Uno de los métodos comerciales usados para endulzar gas es mediante el empleo de membranas. Esta separación trabaja sobre el principio de que existen diferentes tasas de permeabilidad a través de una membrana para diferentes gases. Los materiales utilizados para las membranas son polisulfonato, poliestireno, teflón y varios hules. Este tipo de separación posee muchas ventajas sobre otros tipos de separación de gases, por ejemplo, condiciones suaves de operación, menor consumo de energía, menor costo de capital y operación económica, tanto a tasas de flujo bajas, como altas.
El gas natural con un alto contenido de nitrógeno puede mejorarse por medio de un proceso criogénico que lleva el gas de alimentación a 4,9 MPa y lo enfría a 185 °K. El gas natural se vaporiza y tanto éste como el gas nitrógeno separado, salen del sistema vía los intercambiadores de calor en contracorriente con el gas que entra.
Figura 2.3: Wikipedia. (2008). Esquema del acondicionamientos del gas
16 2.1.1.5 Ventajas del Gas Natural
Comodidad:Al ser una energía de suministro continuo esta siempre disponible en la cantidad y en el momento que se le necesite.
Limpieza: El gas natural es menos contaminante que los combustibles sólidos
y líquidos.
Por un lado, como cualquier otro combustible gaseoso, no genera partículas sólidas en los gases de la combustión, produce menos CO2 (reduciendo así el efecto invernadero), menos impurezas, como por ejemplo azufre (disminuye la lluvia ácida), además de no generar humos. Por otro lado, es el más limpio de los combustibles gaseosos.
Seguridad: El gas natural, a diferencia de otros gases combustibles, es más ligero que el aire, por lo que, de producirse alguna fuga, se disipa rápidamente en la atmósfera. Únicamente, se requiere tener buena ventilación.
Economía: Es la energía de suministro continuo más barata.
2.1.1.5 GAS NATURAL LÍQUIDO (GNL)
17 generación de electricidad. El gas natural es transportado como líquido a presión atmosférica y a -161 °C donde la licuefacción reduce en 600 veces el volumen de gas transportado. El GNL tiene el menor impacto ambiental de todos los combustibles por su alto contenido de hidrógeno. Los derrames de GNL se disipan en el aire y no contaminan el suelo ni el agua. Como combustible vehicular, reduce las emisiones de óxidos de nitrógeno (NO
2) en un 70%, y no produce compuestos de azufre ni partículas. Para la generación eléctrica las emisiones de dióxido de azufre, SO
2 prácticamente quedan eliminadas, y las emisiones de CO
2 se reducen en un 40%.
Todos los sistemas de producción y transporte, así como la planta de proceso, están diseñados para evitar fugas y prevenir incendios; es el caso de los sistemas de transferencia de GNL de y hacia los barcos, envío o re vaporización (o regasificación) de GNL. Hay algunas diferencias de diseño respecto a las plantas de gas, pero las consideraciones ambientales, de seguridad y de salud son las mismas o más estrictas. Los principales riesgos son su baja temperatura (riesgo criogénico) y su combustibilidad.
2.1.1.6 GAS LICUADO DEL PETROLEO (GLP)
18 de la aplicación que se dé al gas, es la mezcla de gases condensables presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo.
A presión atmosférica y temperatura ambiente (1 atmosfera y 20°C), el GLP se encuentra en estado gaseoso. Para obtener liquido a presión atmosférico, la temperatura del butano debe ser inferior a – 0.50 °C y la de propano a -42.2 °C.
En cambio, para obtener líquidos a temperatura ambiente, se debe someter al GLP a presión. Para el butano la presión debe ser de más de 2 atmosferas. Para el propano la presión debe ser de más de 8 atmosferas.
El GLP se produce en estado de vapor pero se convierte en líquido mediante compresión y enfriamiento simultáneos de estos vapores, necesitándose 273 litros de vapor para obtener 1 litro de gas líquido.
El GLP se encuentra en estado gaseoso a condiciones normales, sin embargo, para facilitar su almacenamiento y transporte, se licúa y se maneja bajo presión para mantenerlo en este estado.
El gas al ser comprimido y enfriado se condensa hasta convertirse en líquido, en cuyo estado se le transporta y maneja desde las refinerías, a las plantas de almacenamiento y de estas a los usuarios, ya sea por auto tanques o recipientes portátiles, en donde el gas sale en estado de vapor para poder ser utilizado en calderas, aparatos domésticos y vehículos.
El Gas Licuado de Petróleo es un combustible de alta calidad, por lo tanto su contenido de impurezas es casi inexistente lo cual le ofrece un ambiente menos contaminado.
19 Figura 2.4: Esfera de GLP
2.2 SISTEMAS INSTALADOS DE LA PLANTA DE
GAS DE SHUSHUFINDI
20 Figura 2.5: Instalaciones de la Planta de Gas
21 Tabla 2.1: Sistemas instalados en la Planta de Gas Shushufindi
FILTROS
Filtro separador de entrada
Filtro de polvo de gas Filtro de liquido
PRE- ENFRIADORES
Pre- enfriador de gas con agua Pre- enfriador de gas con refrigerante Pre – enfriador de liquido
ENFRIADORES
Enfriador de gas
Enfriador de productos de fondo de la propanizadora
Enfriadores de productos de fondo de la debutanizadora
Enfriador de GLP
CONDENSADORES
Condensador de desetanizador Condensador de depropanizadora Condensador de debutanizadora Condensador de refrigerante de agua
REBOILER
Reboiler de desetanizador
Reboiler de debutanizadora Reboiler de depropanizadora SEPARADORES Separador de gas de entrada
Separador frio
DESHIDRATADORES Deshidratador de agua
Deshidratador de liquido INTERCAMBIADORES Intercambiador gas – gas
Intercambiador gas – liquido
CALENTADOR Calentador de alimenta a la desetanizadora
ACUMULADOR
Acumulador de la desetanizadora
Acumulador de reflujo de depropanizadora Acumulador de reflujo de debutanizadora
COLUMNAS
Desetanizadora Depropanizadora Debutanizadora
BOMBA
22 2.2.1 ENTRADA Y ENFRIAMIENTO
La planta fue diseñada para procesar 25 MMPCD de gas asociado a una presión de entrada de 550 psi y 120 °F. Este gas de carga es enfriamiento de 120°F a 100°F en una primera etapa utilizando un proceso de pre enfriamiento con agua con el fin de homogenizar las temperaturas.
Figura 2.6: Enfriador
2.2.2 SEPARADOR
23 agua es separada de los hidrocarburos líquidos y es recogido en una tolva y enviado a un pozo de quemado donde las pequeñas trazar de hidrocarburos se queman y el agua es tratada. Los hidrocarburos líquidos son bombeados con un flujo de 150 gpm a las torres deshidratadoras de líquido. El gas de carga circula a través de un filtro separador antes de pasar al sistema de deshidratación de gas.
Figura 2.7: Separador de gas
2.2.3 DESHIDRATADORES
Existen dos equipos deshidratadores para gas y dos para líquidos, mientras un equipo esta deshidratando el otro se regenera, su función es eliminar la mayor cantidad de humedad presente en los gases y líquidos.
24 mediante un proceso físico. La regeneración de la zeolitas se la realiza utilizando gas seco y precalentado a 500°F durante 6 horas.
A la salida de los deshidratadores la carga de gas y líquidos pasa por los filtros de polvo cuya finalidad es evitar cualquier arrastre de polvo del tamiz de los deshidratadores la carga de gas y líquidos pasa por los filtros de polvo cuya finalidad es evitar arrastre de polvo del tamiz de los deshidratadores.
Figura 2.8: Deshidratadores
2.2.4 REFRIGERACIÓN
Luego de la deshidratación los gases y líquidos se combinan y dividen en dos corrientes un 27% irá al intercambiador gas – líquido donde la temperatura desciende de 49°C – 30°C este cambio brusco de temperatura permite la licuefacción de las fracciones C3, C4, Y C5.
25 través del separador frio, donde se separan la fase gaseosa. (V; CO2; N2; He) y la fase liquida (C3, C4 y C5). Este separador está diseñado para trabajar a 535 psi y -40°C.
Figura 2.9: Refrigerante
2.2.5 DESTILACIÓN FRACCIONARIA
El liquido proveniente del separador frio pasa a presión a través del intercambiador de gas – liquido donde la temperatura del liquido se incrementa de -40°C a 38°C y entra al desetanizador con un caudal de 265.7 gpm.
26 enviados al acumulador de reflujo del desetanizador. Los gases del acumulador de reflujo van al sistema del gas residual y el liquido es bombeado nuevamente al desetanizador con un caudal de 156.5 gpm. La corriente de líquidos de la parte baja del desetanizador es extraída y enviada al hervidor y luego enviada al debutanizador.
Las condiciones de diseño para la base del debutanizador son de 200 PSI a 301°F en donde los gases en la cabeza del debutanizador son totalmente condensados en un sistema de aire frio y enviados al acumulador de reflujo. Una parte del liquido del acumulador es devuelto al debutanizador como reflujo y el resto es enviado por un regulador de presión al almacenaje de GLP en una de sus cuatro esferas para el producto propano-butano es de 117.6 gpm con un peso especifico de 0.532.
Las colas del debutanizador son enviadas al rehervidor luego pasan a través de un enfriador y van al depósito de gasolina natural.
27
2.3 OPERACIÓN DE LA PLANTA DE GAS DE
SHUSHUFINDI
El gas se recibe desde las Estaciones Central, Sur y Norte mediante líneas de 6”. Las tres líneas de entrada de gas disponen de una válvula de cierre manual y una válvula anti retorno para evitar el retorno de caudal, colocadas aguas arriba de los medidores de caudal de cada línea. Cada línea de entrada de gas tiene una porta platina de orificio. Cada medidor de flujo tiene un transmisor de caudal que envía señal a un registrador de caudal y una alarma de bajo caudal accionada por un presostato.
Cuando se desconecta el presostato, zonara la alarma de bajo caudal en el anunciador del panel de control.
Las tres líneas de gas se juntan y entran al sistema de pre-enfriamiento de carga de gas de entrada, la misma que está protegida contra sobrepresiones por la PSV 72 la cual está tarada a 710 psig.
Los líquidos de entrada, se reciben de la Estación Central y Sur atraves de tuberías de 3” y de la Estación Norte y Secoya a través de tuberías de 2” y 4”. Las cuatro líneas tienen una válvula de cierre manual y una válvula anti-retorno. Cada línea de entrada de líquido tiene una brida porta-platina, para medición de caudal, con un registrador local de caudal.
2.3.1 PRE-ENFRIAMIENTO DE CARGA
28 volumen adicional de hidrocarburo por medio de un sistema de pre-enfriamiento tanto para el flujo de gas como para el de liquido provenientes de las estaciones.
29 2.3.2 PRE-ENFRIAMIENTO DE GAS
La carga de gas a la entrada, de la planta se enfría inicialmente en el GE-00.01 lado carcasa. El cual es un intercambiador con 271 m2 de área de intercambio, un diámetro de la carcasa de 96.5 cm, tubos de 1" de diámetro y 4.88 metros de longitud. Como medio de enfriamiento se utiliza agua proveniente de la torre de enfriamiento a una temperatura de 32 °C, la cual fluye por el interior de los tubos y retorna a. 38 C hacia el cabezal principal de agua de retorno.
En este intercambiador la corriente de gas se enfría de 49 °C a 38 °C y posteriormente pasa al GE-00.02 donde complementa su enfriamiento de 38 °C a 27 °C.
El lado de tubos del GE-00.01 está protegido por la PSV-51 ajustada a una presión de 105 psig que releva a drenaje, mientras que el lado carcasa se protege mediante la PSV-72 ajustada para relevar a Tea a 710 psig.
El GE-00.02 es un intercambiador con 30 m2 de área de intercambio, tubos de 1" de diámetro, 2,44 metros de longitud por donde fluye la corriente gaseosa. La carcasa tiene 73,7 cm. de diámetro y un haz de tubos de 45.7 cm. de diámetro. La carga es refrigerada con propano proveniente del tanque igualador de presión GV-16.17 que se evapora por la carcasa a una presión de 74,3 psig y una temperatura de 8 °C y cuyo vapor se envía al economizador GV-16.16.
El propano es admitido a la carcasa del GE-00.02 por control de nivel del LIC-50 a través de la LV-LIC-50, el lado de la carcasa de este intercambiador está dotado de un visor de nivel LG-50 que permite ver el nivel de propano para los ajustes respectivos. Esta válvula abre cuando la señal de LIC 50 va de 4 a 20 mA (3 a 15 psig en el posicionador de la válvula).
30 del GE-00.02, que actúa sobre la TV-50 la cual regula el flujo del propano en la carcasa del GE-00.02, abriendo o cerrando según se requiera, modificando de este modo la temperatura de evaporación del propano para en consecuencia enfriar más o menos la corriente de gas. La señal de TT50 es enviada al panel de control.
La carcasa está provista de un switch PSH-50, el mismo que activará en el panel una alarma de alta presión PAH-50.
Del GE-00.02 la corriente de gas es enviada al separador de entrada GV-16.01. El lado carcasa de este intercambiador está protegido por la PSV-52 ajustada para relevar a Tea a 275 psig.
Como consecuencia del pre-enfriamiento del gas, se produce una condensación equivalente a unos 50 GPM (galones por minuto) adicionales de Hidrocarburo.
Figura 2.12: EP-Petroecuador (2011). Pre-enfriamiento de gas. Manual de P & D. CIS
31 Figura 2.12.1:EP-Petroecuador (2011). Pre-enfriamiento de gas. Manual de P
32 2.3.3 PRE-ENFRIAMIENTO DE LÍQUIDO
Es enfriado contra la corriente de gas residual en el GE-00.03 A/B que es un intercambiador de 52 m2 dos carcasas en serie de 43.2 cm. de diámetro cada una por donde fluye el liquido de carga y tubos de 1" de diámetro y 4.88 metros de longitud en cuyo interior fluye el gas residual, alimentado del GE-15. 01 a una temperatura de 15 °C.
En este equipo el líquido de carga se enfría de 49 °C a 27 °C, mientras que el gas residual se calienta de 15 °C a 40 °C.
El líquido de entrada es enviado del GE-00.03 A/B al separador de entrada GV-16.01. El lado tubos del intercambiador HE-00-03 A/B está protegido de sobre presión por la válvula PSV-73 que releva a Tea y que está colocada en la línea de salida del gas residual.
2.3.3.1 SEPARADOR DE GAS- LIQUIDO- AGUA Y BOMBAS
ALIMENTADORAS
El separador de gas es un deposito a presión, horizontal, de 72 pulgadas de diámetro interno y 24 pies de longitud de extremo a extremo, diseñado para 50 kg/cm2 (710 psig) de presión y una temperatura de 65.6 °C (150 °F). Su función es separar el agua, los hidrocarburos líquidos y el gas. Está protegido contra sobrepresiones por la PSV-12, a 50kg/cm2 (710 psig) de presión.
33 embridado al separador y tiene un diámetro de 18". Se mantiene una interfase agua-hidrocarburos líquidos mediante un regulador de, nivel LIC-6. En el sumidero se dispone de una mirilla de cristal LG-7 que permite ver el nivel de la interfase y a justar el LIC-6. El regulador actúa sobre una válvula de control LV-6 situada en la tubería de salida del sumidero al pozo quemador. A cada lado de LV-6 se colocan válvulas de cierre y un by-pass con otra válvula de cierre. El LIC-6 está ajustado para mantener el nivel de interfase de forma que cualquier exceso de agua salga por la base del sumidero.
Los hidrocarburos líquidos se extraen de la parte inferior del separador por una tubería de 6” que penetra 8” en el interior del depósito y que forma la línea de aspiración de las bombas alimentadores de condensado. La tubería interna proporciona más tiempo para la separación del agua de los hidrocarburos líquidos. Los hidrocarburos líquidos son bombeados por las bombas de condensado GP-17.01/02. Estas bombas impulsan el líquido a través del separador de fases 16.22 y a las torres deshidratadoras de líquidos GV-16.05/06. Uniendo a la corriente de gas de entrada para el enfriamiento.
Condiciones de trabajo de las bombas GP-17.01/02
Presión de succión 38,6 Kg/cm2
Temperatura de succión 27 °C
Presión de descarga diferencial 2,5 Kg/cm2
Caudal normal 50 GPM
Caudal mínimo 10 GPM
Rotación (visto desde final del eje) De derecha a izquierda
34 Figura 2.13: EP-Petroecuador (2011). Separadores de agua y bombas
35 Este recipiente está dotado de un medidor de presión diferencial PDI-113 para indicar que los elementos filtrantes están obstruidos y que requieren ser cambiados a presiones mayores a 5 PSIG.
Cada compartimiento está dotado de una válvula automática de drenaje hacia el pozo de quemado. Se ha dispuesto de dos visores de nivel para determinar el nivel de la interfase, los líquidos se envían mediante las bombas GP-17.01/02 al separador de fases GV16.22 con capacidad para 50 GPM. El compartimiento inferior tiene acoplada la válvula de drenaje automático LV-57 controlada por el LIC-57 que recibe la señal del transmisor LT-57, esta válvula opera en un rango de apertura de 4 a 20 mA (3-15 psi).
El separador de fases GV-16.22 está protegido de sobrepresiones por una válvula de seguridad.
Los hidrocarburos líquidos adicionales pasan mediante diferencia de presión por el separador de fases GV-16.23 que es similar al GV-16.22, pero con la capacidad de procesar los 100 GPM proveniente del campo Libertador y los 50 GPM condensados en el tren de pre-enfriamiento, por lo que tiene una capacidad de procesamiento tres veces mayor que el GV-16.22 (150 GPM). El GV-16.23 está dotado de un PDI-114 que cumple las mismas funciones que el PDI 113, y una válvula automática LV-58 de drenaje al pozo quemador controlada por un controlador de nivel LIC-58 que recibe la señal del transmisor LT-58. La LV-58 opera con un rango de 4-20 mA (3-15 psi). Las señales tanto del LIC-57 como del LIC-58 se reciben en el panel de control.
Este equipo al igual que el anterior está dotado por las respectivas mirillas de nivel.
36 LV-53 gobernada por el controlador del nivel LIC-16 que está montado en el separador de entrada GV-16.01.
El caudal de líquidos enviado por las GM-17.01/02 luego de deshidratarse pasa a través de los filtros GL-21.04/05 y van al tren de enfriamiento de la carga y controlados por reguladores de caudal FIC 14 y FIC 15 que actúan en lazo simple, esto es con set fijo sobre las válvulas FV-14 y FV-15.
El caudal de la corriente de líquidos que está registrada por el FR-110 en el panel de control se divide para pasar a través de los intercambiadores gas-gas GE-15.01 y gas-líquido GE-15.02. Un 32% del líquido se combina con el 32% de gas de entrada para pasar por el intercambiador GE-15.01 y el 68% de líquido y de gas pasan a través del intercambiador GE-15.02.
Este sistema de controles de flujo FIC-14 y FIC-15 no trabajan con relación al controlador de nivel del separador de entrada LIC-16.
Ahora el gas de entrada circula a través de un filtro separador antes de pasar al sistema de deshidratación de gas. Su función es la limpieza final del gas de entrada destinada a proteger los tamices moleculares de deshidratación. Es un filtro separador vertical tiene 8 elementos filtrantes y reemplazables, de fibra de vidrio, en la parte superior o primera etapa y un extractor de neblina de paletas en la parte inferior o segunda etapa. Se ha diseñado para extraer el 98% de todas las gotas de liquido, de 10 micras y mayores, con una eficiencia total de 99.5%. El gas entra por la parte superior y atraviesa los 8 elementos filtrantes.
37 que se hayan depositado desde ellos. De esta zona se extrae el líquido. La sección inferior tiene el LIC-2 que actúa sobre la LV-2 situada en la salida de drenaje inferior de la misma.
Al aumentar el nivel, aumenta la señal del regulador de nivel, abriéndose las válvulas de control. Un interruptor de cierre por elevado nivel LSDH-1 está colo-cado en la zona separadora de esta unidad. Cuando el nivel sea demasiado elevado, el LSDH-1 cerrará la SDV-1, parando ésta la planta entera. Este mecanismo de cierre está previsto para proteger los tamices moleculares de los deshidratadores.
La parte alta, o sección de filtrado, está aislada de la zona inferior, o sección separadora, y todo el gas debe pasar a través de los elementos filtrantes para salir de este recipiente.
38 Figura 2.14: EP-Petroecuador (2011). Diagrama de enfriamiento de
39
2.3.4 DESHIDRATADOR DE GAS
El gas natural que entra en la planta debe ser deshidratado hasta el punto de rocio más bajo posible, debido a las bajas temperaturas a las que será finalmente sometido la humedad que entre en la planta se quedará en el equipo frío, pudiendo llegar a causar problemas.
Los tamices moleculares adsorbentes usados en este sistema son de material sintético; sin embargo, su estructura es suficientemente parecida a algunos minerales para ser clasificados como zeolitas. Los tamices moleculares son silicatos de aluminio cristalino que han sido activados para la absorción eliminando su agua de hidratación. Debido a que no ocurre ninguna, ó es muy pequeña, la variación en la estructura durante esta deshidratación, normalmente no se forman absorbentes de alta porosidad que tengan una gran afinidad con el agua. El agua contenida en la corriente de gas de entrada es adsorbida en los interespacios del tamiz molecular con sus innumerables cavidades y su gran superficie de contacto. Los procesos de evacuación (regeneración) y relleno (deshidratación) de las cavidades de los tamices moleculares, pueden ser repetidos durante mucho tiempo, bajo condiciones favorables.
Cada deshidratador ha sido dimensionado para tratar un volumen de gas igual al volumen total de diseño de gas de entrada.
40 tamiz molecular. Se han previsto dos torres de deshidratación de forma que mientras una está deshidratando gas, la otra está siendo regenerada.
Todas las operaciones requeridas para conmutar las válvulas de bloqueo de los deshidratadores iniciar y parar el flujo del calentador de gas de regeneración, volver a poner en servicio para la deshidratación el deshidratador ya regenerado y aislar de la corriente de gas de entrada el deshidratador ya saturado de humedad- dando inicio al ciclo de regeneración son iniciados y controlados desde la consola de control del deshidratador.
41
42 2.3.5 REFRIGERACIÓN DE GAS Y LÍQUIDOS
El gas y líquidos de entrada provenientes de los GV-16.05/06 con un flujo de 50 gpm son divididos en dos corrientes paralelas para pasar a través de los intercambiadores GE-15.01 y GE-15.02. Las dos corrientes se juntan después para pasar por el intercambiador refrigerado por propano, GE-15.03. Esto reduce la temperatura del corriente gas-líquido de entrada a -40 °C, resultando un caudal de líquido condensado de 256,7 gpm con un peso específico de 0.501 en las condiciones de diseño. La corriente de líquidos de entrada es bombeada desde el separador de gas de entrada, a través del los deshidratadores de líquido GV-16.05/06 y el filtro, a los intercambiadores ya indicados. El líquido que sale del filtro de polvos se divide en dos líneas que conectan con las dos líneas de gas de entrada. Cada línea de líquido tiene su propio orificio medidor de la velocidad, su controlador de caudal y su válvula de control. Un transmisor de caudal en línea FT-14, va a un controlador-indicador de caudal, FIC-14, y a un registrador de caudal FE-14 en el panel de control. Un transmisor de caudal de línea FT-15 va a un regulador-indicador de caudal FIC-15 y un registrador de caudal FR-15 en el panel de control. Estos dos sistemas de control son idénticos y constan de los elementos siguientes:
- Los transmisores de caudal FT-14 con acumuladores de presión diferencial calibrados de 0 a 100" de agua.
- Los reguladores de caudal FIC-14 y 15 con fuelles.
- Las válvulas de control FV-14 y 15 con orificio de apertura proporcional y actuador de cierre por fallo y membrana de 4-20 mA (3 a 15 psí).
FIC-43 15 a (35.3 gpm). Los FIC-14 y 15 trabajan a set fijo asegurando que por estos intercambiadores pase la cantidad de líquido especificada, de ninguna manera se debe recargar la entrada de líquido al GE-15.01 ya que se perdería enfriamiento de la carga, por desbalances de temperaturas a la salida de los GE-15.01/02.
44 La temperatura de los intercambiadores GE15.01 y GE15.02 pues de no ser -30 °C (-22 °F), sin embargo, mientras los TT-10A y 10B estén de acuerdo, el regulador TIC-10 puede ser colocado en automático, mientras las temperaturas de la planta fluctúen, el regulador TIC-10 estará en ajuste manual. Hay una única señal de TIC-10 a las válvulas de control TV-10A y 10B, no obstante, una válvula es accionada para abrir y la otra para cerrar evitando el cierre total del caudal de gas de entrada. Cuando TIC-10 está en manual la señal se ajusta para equilibrar las señales de TT-10A y 10B. Aumentando la señal la TV-10B abre y la TV-10A cierra.
Cuando TIC-10 está en automático y la señal de TT-10B (salida del intercambiador GE-15.02 se aumenta indicando un aumento de temperatura, el punto fijado de TIC-10 empieza a incrementarse sobre el punto de medida (TT-10A), esto disminuye la salida del regulador. El descenso de señal comien-za a abrir TV-10A y cerrar TV-10B para sacar algo de caudal de gas del intercambiador GE-15.02 y añadir más caudal en el intercambiador GE-15.01 Esto aumentará la señal de TT-10A en la medida en que se incremente el flujo a través del intercambiador GE-15.01, y TT-10A/B deberían empezar a equilibrarse. Cuando la señal de TT-10A (salida de intercambiador GE-15.01, aumente, indicando un aumento de temperatura, el punto de medición se mueve por encima del punto de ajuste, y la señal de TIC-10 se aumentará e iniciará el cierre de TV-10A y la apertura de TV-10B equilibrando otra vez TT-10A y 10B.
45 El HE-15.03 es un intercambiador de tubos y carcasa con un área de transferencia de 248 m2 con tubos de 1" de diámetro nominal y 4.88 metros de longitud, un diámetro de filas de tubos de 94 cm y 1.32 m de la carcasa. El refrigerante propano se admite a la carcasa del GE-15.03 por control de nivel del LIC-51 que actúa sobre la LV-51. La carcasa del GE-15.03 esté protegida por la PSV-54 ajustado a 275 psig para relevar a TEA.
La LV-51 es una válvula de apertura proporcional y actuador de abertura por fallo opera con rangos de 4-20 mA (3-15 PSIG). El propano refrigerante es alimentado al GE-15.03 desde el economizador GV-16-14 a una presión de 74,3 psig y 8 °C.
El separador frío, GV-16.07 es un depósito a presión, horizontal. Su función es separar el gas residual no condensado de los líquidos condensados. Este depósito también proporciona una cantidad variable de líquido condensado para la alimentación del desetanizador.
El gas residual, de la parte alta del separador, pasa los intercambiadores GE-15.01 y GE-003 A/B a presión, controlada como agente refrigerante, una vez separado el gas que será utilizado como combustible en la planta va a las estaciones Sur, Central, y Refinería Amazonas. El líquido del separador frío GV-16.07 es enviado con un caudal ajustado por el nivel, a través del intercambiador GE-15.02 como agente enfriador, y del intercambiador GE-15.11 para su precalentamiento final y alimentación a la desetanizadora por el plato 19. El GE-15.11 precalienta la carga con propano caliente proveniente de los condensadores GA-19.06.
46 actuador de cierre por fallo de (3 a 15 psi). Un aumento de presión en el separador abre la válvula PV-10. El gas que fluye del separador frío con un caudal de 11,24 MMSCFD se combina con la corriente de gas procedente del acumulador de reflujo del desetanizador con un caudal de 10.82 MMSCFD y la corriente de gas así formada refrigera la corriente gas-líquido de entrada, en el intercambiador GE-15.01 y a su vez refrigera la carga líquida de entrada en el 003A/B. La temperatura de gas residual pasa de -35,6 °C a 15 °C en el GE-15.01 y de 15 °C a 40,6 °C en el GE-003A/B. El gas residual va a las estaciones Central y Sur. El gas residual es usado también como gas combustible. Esta corriente va al depurador de gas combustible a presión controlada. (Ver la sección de servicios de este manual).
El gas de regeneración para los deshidratadores de líquidos y de gas es también tomado de la corriente de gas residual. La PV-8 se ha colocado en el colector de gas residual para crear una presión diferencial que origina el flujo de gas-residual a través de los sistemas de gas de regeneración y vuelva aguas abajo de PV-8.
Aguas abajo de la brida porta diafragmas, se ha instalado una válvula anti retorno. El anti retorno se coloca para evitar el retroceso del flujo al interior de la planta utilizada en lugar de una válvula de cierre por emergencia como la SDV-1 en la línea de gas de entrada y permite el paso del mismo al sistema de gas residual en caso de aumentos de presión aguas arriba.
Aguas abajo del anti retorno, existe una línea 6" que conecta con el colector residual al sistema de antorcha y está dotada de una válvula de control.
47 inversa aumentando la presión decrece la señal del regulador. El punto de ajuste del PC-9 estará ligeramente por encima de la presión normal en el colector de gas residual. La PV-9 estará normalmente cerrada y el PC-9 ajustado para abrir la válvula cuando la presión en el colector suba ligeramente, unos 0,35 kg/cm2 (5 psig). Esto es necesario para evitar bajo flujo de gas de regeneración en el sistema de deshidratación. El PIC-8 estaré ajustado unos 1,4 kg/cm2 (20 psig) por encima de la presión en el colector de gas residual en PC-9.
Aguas abajo de la conexión en la línea a la antorcha, se conecta la línea de by-pass de gas de entrada a la línea de gas residual. Cuando la planta está cerrada (SDV-1 cerrada) y siempre que aumenta la presión en el separador de gas de entrada, la PV-15 se abre y envía el gas de entrada no procesado al gas residual. Si la presión de gas residual aumenta, el PC-9 abre la válvula de la línea de antorcha.
Se ha previsto un suministro eventual de gas combustible para asegurar el caudal de gas combustible a los generadores eléctricos cuando la planta esté cerrada. El gas residual es enviado fuera de la planta, a las estaciones Central, Sur y Refinería Amazonas. La línea a la estación Sur tiene un orificio medidor de velocidad y un registrador de caudal local, el registrador diferencial está calibrado de 0 a 100 pulgadas de agua. La línea a la estación Centro tiene un orificio medidor de velocidad con un transmisor de caudal FT-13, calibrado 0 a 100" pulgadas de agua. La señal del transmisor va a un regulador-registrador de caudal local FRC-13.
48 cualquier momento que se procese ó se desvíe más gas residual a través de la PV-15 que el pueden manejar las estaciones Central y Sur se aumentará la presión en el colector de gas residual, y abrirá la PV-9 a la antorcha.
La corriente de líquido del separador frío es enviada a través del intercambiador GE-15.02 y el GE-15.11 al desetanizador. Esta corriente es controlada por un regulador de caudal cuyo punto de ajuste es el regulador de nivel del separador de frío.
En la tubería de líquido del separador frío al intercambiador GE-15.02, se ha colocado un orificio medidor de velocidad con un transmisor de caudal FT-16. La señal del transmisor va a un regulador-indicador FIC-16 en el panel principal de control como índice a medir.
Este esquema de control se ha previsto para mantener el nivel en el separador frío y suministrar una alimentación constante al desetanizador. El caudal de alimentación que entra al desetanizador viene fijado por FIC-16 y este caudal se determina por el nivel del separador frío. Cuando el nivel del separador frió aumenta o disminuye, la señal de LIC-17 reajusta en concordancia el punto fijado de FIC-16.
49 Figura 2.16: EP-Petroecuador.(2011).Diagrama de refrigeración de gas y
50 2.3.6 DESETANIZADORA
Los líquidos procedentes del intercambiador GE-15.11 y de las GV-16.26/27 se alimentan al desetanizador. Allí el etano junto con una pequeña cantidad de propano se separa saliendo por la cabeza de la torre y es enviado al sistema de gas residual.
La mayor parte del propano junto con una pequeña cantidad de etano y esencialmente todos los hidrocarburos pesados fluyen por el fondo del desetanizador a los debutanizadores. El debutanizador separa el butano y propano de los hidrocarburos pesados (gasolinas). Por cabeza se obtiene el propano-butano mientras que las gasolinas se separan por el fondo del debutanizador ambos productos se envían al almacenaje respectivo.
El calentador de la alimentación a la desetanizadora GE-15.11 (que calienta solo lo proveniente del separador frió) es un intercambiador con área de transferencia de 72.5 m2, tubos de 1" de diámetro nominal y longitud de 4.88 m por donde fluye la carga a la desetanizadora y un diámetro de la carcasa de 55.9 cm por donde fluye propano caliente proveniente de los condensadores GA-19.06 el lado tubos está protegido por la PSV-115 tarada a 710 PSIG, la carga líquida se calienta de 15.7 °C a 32.7 °C mientras que el propano se enfría de 52.3 °C a 36.6 °C.
51 Las válvulas TV-150/150A son válvulas de globo con accionador de abertura por fallo y rangos de abertura de 4 a 20 mA
En el desetanizador los platos pequeños (sección superior) contienen 69 tapas por bandeja y los grandes (sección inferior) contiene 72 tapas por bandeja. En el debutanizador cada bandeja contiene 95 tapas, la función del desetanizador es separar por fraccionamiento el metano y etano del propano y los componentes pesados contenidos en la alimentación de la columna. Algo de propano saldrá por la cabeza de la columna, pero esta cantidad debería ser mínima y es un factor de control del desetanizador.
El metano, etano y algunos vapores de propano salen por la parte alta del desetanizador sólo una parte de los gases de cabeza pasa a través de los condensadores de reflujo del desetanizador GE-15.04/A/B/C, y la otra parte los bordea, ambas corrientes van al acumulador de reflujo GV-16.10. La división de la corriente de gases de cabeza es controlada por el regulador de nivel LIC-11 del acumulador de reflujo. La señal del regulador de nivel va a una válvula de control LV-11 en la línea de by-pass del condensador. El nivel en el acumulador de reflujo se mantiene aumentando o disminuyendo la porción de gases de cabeza que bordean al condensador.
Como que necesitan algo más de presión los gases de cabeza para pasar por los condensadores todos los gases de cabeza tienden a ir por el by-pass del condensador ya que es el camino de menos resistencia. Este es el motivo para colocar la válvula LV-11 en la línea de by-pass.
Para la condensación de los vapores que salen del domo de la desetanizadora se dispone de 3 intercambiadores de calor GE-15.04/A/B/C.
52 las condiciones de temperatura en el domo. Todos los gases de cabeza que no se condensaron se juntan con el gas procedente del separador frió constituyendo la corriente de gas residual de la planta.
La línea de gases de cabeza tiene una válvula de seguridad PSV-18 tarda a 37 kg/cm2 (525 psig) la cual proporciona una protección contra las sobrepresiones en el sistema del desetanizador.
La temperatura de los gases de cabeza es detectada en la línea de cabeza y registrada en el multiregistrador. La temperatura de diseño de la zona superior debe ser unos -19 °C (-2 °F) y la temperatura de diseño de salida del condensador ha de ser menos -37 °C (-35 °F).
53 Figura 2.17: EP-Petroecuador. (2011).Diagrama de la desetanizadora. Manual
54 Figura 2.17.1: EP-Petroecuador. (2011).Diagrama de la desetanizadora.