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UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO
ESPECIALIZACIÓN EN INGENIERÍA DEL GAS NATURALCURSO: SEMINARIO DE TRABAJO DE GRADO
PROPUESTA DE TRABAJO DE GRADO
DISEÑO CONCEPTUAL DE UN SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN CON TRIETILENGLICOL PARA LA PLANTA DE INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN PIGAP IV, CAMPO PIRITAL PDVSA DISTRITO NORTE.
ELABORADO POR: CALDERA V. ELIANA L.
PROF.: ALICIA CARDOZO
DICIEMBRE, 2008.
UNIVERSIDAD SIMÓN BOLÍVARDECANATO DE ESTUDIOS DE POSTGRADO
COORDINACIÓN DEL POSTGRADO DE INGENIERÍA DE GAS NATURALPROYECTO DE TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
TITULO DEL TRABAJODISEÑO CONCEPTUAL DE UN SISTEMA DE DESHIDRATACIÓN CON TRIETILENGLICOL PARA LA PLANTA DE INYECCIÓN DE GAS A ALTA PRESIÓN PIGAP IV, CAMPO PIRITAL PDVSA DISTRITO NORTE.
TRABAJO FINAL PRESENTADO COMO REQUISITO PARCIAL PARA OPTAR AL GRADO DE: Especialista en Ingeniería del Gas Natural
ELABORADO POR:Ing. Caldera V. Eliana L.
REALIZADO CON LA TUTORIA DE: Prof. Bouza Alexis, MSc.
RESUMEN
El presente trabajo tiene como propósito realizar el diseño conceptual de un sistema de deshidratación con trietilenglicol (TEG) para acondicionar 540 MMPCND de gas de alimentación al sistema de compresión e inyección de la planta de inyección de gas a alta presión PIGAP IV perteneciente a PDVSA Distrito Norte hasta una especificación máxima de contenido de humedad de 5 LB de agua/MMPCND. Para lo cual se deben realizar cálculos utilizando heurísticas para el dimensionamiento de equipos principales (torre contactora y regeneradora), simulación del proceso para establecer balances de masa y energía del proceso, elaboración del diagrama de flujo, cálculos para determinar diámetros de tuberías para asegurar flujo de gas entre equipos y cálculos económicos preliminares de los costos de los equipos principales. Con la realización de este trabajo se cumplirá con el diseño conceptual del proceso de deshidratación requerido para la planta PIGAP IV, lo cual forma parte de las fases de un proyecto llevado a cabo por PDVSA como estrategia para disminuir la tasa de declinación de producción de crudo en el Campo Petrolífero Pirital.
Palabras Claves:
CARNET:0786093 FECHA ESTIMADA DE CULMINACIÓN:C.I: 11.774.668 ENERO-MARZO 2009FIRMA DEL ESTUDIANTE: FIRMA DEL TUTOR:
Ing. Caldera V. Eliana L. Prof: Bouza Alexis, Msc
INDICE
Pág.
CAPITULO I. INTRODUCCIÓN
1.1 Planteamiento del Problema……………………………………………
1.2 Objetivos…………………………………………………………………………..
1.2.1 Objetivo General……………………………………………………………..
1.2.2 Objetivos Específicos………………………………………………………..
1.3 Justificación …………………………………………….
CAPITULO II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
CAPITULO III. METODOLOGíA
3.1 Pasos a seguir…………………………………………..
3.2 Recursos…………………………………………………………………….
3.3 Cronograma de ejecución……………………………….
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS…………………………………..
CAPITULO I. INTRODUCCIÓN
1.1 Planteamiento del problema
El campo Pirital se encuentra ubicado en el Municipio Ezequiel Zamora, Estado
Monagas, es operado por PDVSA Distrito Norte. Este campo maneja una
producción de 199 MBNPD de crudo y 2100 MMPCND de gas. La recuperación de
crudo se realiza utilizando el método de recuperación secundaria de inyección de
gas en los yacimientos SBC-1 y SBC-8, lo cual se realiza para mantener las
presiones de los mismos de manera de disminuir la declinación de producción e
incrementar la recuperación de reservas de crudo en el área.
En esta área se cuenta con una planta de inyección de gas a alta presión PIGAP
II, la cual tiene una capacidad instalada para comprimir 1440 MMPCND de gas
desde 1180 hasta 9000 psig. La declinación acelerada de presión en los
yacimientos SBC-1 y SBC-8 hace necesario aumentar la capacidad de inyección
de gas en el Campo Pirital de 1440 a 1980 MMPCND. Motivado a la distancia
entre la planta PIGAP II y los nuevos puntos de inyección planteados se hace
necesario el diseño y construcción de la planta PIGAP IV con capacidad de 540
MMPCND para poder cumplir con los objetivos de inyección visualizados para el
año 2015 de 1980 MMPCND. Se contempla como tasa máxima de inyección de
1980 MMPCND entre los años 2007-2019.
La Planta PIGAP IV estará ubicada en Punta Gorda, en las cercanías del Tejero,
Municipio Ezequiel Zamora del Estado Monagas. Para la alimentación de gas a la
planta deben realizarse interconexiones con los gasoductos Santa Barbara
Estación-Muscar y Tejero Estación-Muscar ubicados en el lindero norte de la
planta, este gas llegará a la planta a través de dos tuberías a una presión entre
1200 y 1250 psig y un rango de temperatura de 140 a 170°F.
El gas que proviene de las estaciones de flujo (Tejero y Santa Barbara) se
encuentra saturado con vapor de agua. El enfriamiento del gas en las tuberías
causa la condensación del vapor de agua lo cual trae como consecuencia una
disminución de la capacidad de las tuberías debido a la acumulación de agua libre
e incremento del riesgo de daño por efectos de corrosión por lo cual es de vital
importancia la deshidratación del gas previo al proceso de compresión e inyección.
Reduciendo el contenido de vapor de agua en el gas natural se reduce su
temperatura de rocío, con lo cual disminuye la probabilidad de que se forme agua
libre en las tuberías.
Se requiere el diseño conceptual de un sistema de deshidratación por absorción
con Trietilénglicol (TEG) para deshidratar 540 MMPCND de gas hasta una
especificación máxima de contenido de humedad de 5 Lb de agua/MMPCN, con
este sistema se acondicionaría el gas de alimentación al sistema de compresión a
alta presión de la planta PIGAP IV para su posterior inyección en pozos. Se
seleccionó como proceso de deshidratación la absorción con glicol, debido a que
por parte de PDVSA es considerado como la mejor tecnología y tienen una amplia
experiencia en el uso de la misma en plantas similares.
1.2 Objetivos
1.2.1 Objetivo general
Diseñar Conceptualmente un sistema de deshidratación con trietilenglicol para la
Planta de Inyección de Gas a Alta Presión PIGAP IV, Campo Pirital PDVSA
Distrito Norte.
1.2.2 Objetivos específicos
Diseñar utilizando heurísticas las torres contactora y regeneradora
asociadas al sistema de deshidratación con TEG requeridos para
acondicionar el gas de entrada al sistema de compresión de la planta
PIGAP IV.
Determinar diámetros de tuberías para asegurar flujos a los equipos.
Construir balances de masa y energía utilizando un simulador de procesos.
Determinar costos preliminares de equipos principales de la planta de
deshidratación con TEG.
1.3 Justificación del proyecto
Para aumentar la tasa de inyección de gas deshidratado y comprimido a alta
presión en los yacimientos del campo petrolífero Pirital perteneciente a PDVSA
Distrito Norte en 540 MMPCND se requiere el diseño conceptual de un sistema de
deshidratación con TEG para acondicionar el gas de alimentación al sistema de
compresión e inyección a una especificación de contenido de agua menor a 5
Lb/MMPCN para evitar la formación de hidratos y minimizar la corrosión en
equipos y tuberías.
Este proyecto es necesario ya que si no se aumenta la tasa de inyección de gas
en los yacimientos SBC-1 y SBC-8 continuará la declinación de presión y
producción de crudo en el Campo Pirital, trayendo como consecuencia la
condensación retrógrada en estos yacimientos de gas condensado.
Adicionalmente, no se podría aumentar la producción de crudo en estos
yacimientos sin la implantación de la nueva planta PIGAP IV para aumentar la tasa
de inyección de gas deshidratado, ya que por conservación de energía el
Ministerio de Energía y Petróleo solicitará el cierre de pozos.
CAPITULO II. FUNDAMENTOS TEÓRICOS
2.1 Contenido de agua en gases naturales
El gas natural normalmente esta saturado con vapor de agua a las condiciones de
presión y temperatura de operación. El gas natural no tratado contiene, por lo
general, de 20 a 100 libras de agua por MMPCS de gas, de acuerdo con su
temperatura.
Todo el gas natural producido contiene agua. La mayoría de esta agua se
encuentra en forma liquida y puede ser removida pasando el gas a través de
separadores. Sin embargo aun después de pasar el gas por los separadores
quedara agua en forma de vapor. Si este vapor se condensa parcialmente, por
efecto de variaciones en la presión y la temperatura del gas, podrían producirse
diversos problemas en tuberías y plantas de procesamiento, tales como:
a) Corrosión en tuberías: Causadas por el H2S y/o el CO2 los cuales se disuelven
en el agua formando ácidos que son altamente corrosivos.
b) Reducción de la capacidad de transmisión de gas en las tuberías: el agua
liquida puede depositarse en las partes bajas de las tuberías e incrementar la
caída de presión y/o producir tapones de líquido. Por otro lado, la presencia de
agua libre también ocasiona serios problemas en plantas de extracción de
líquidos del gas natural y en equipos secundarios tales como: intercambiadores
de calor, compresores, instrumentos, etc.
c) Formación de hidratos: Los hidratos son cristales formados por agua liquida e
hidrocarburos livianos, CO2 o H2S. Estos cristales se pueden formar aun a
altas presiones y temperaturas mayores de 32° F. Los hidratos pueden taponar
válvulas, conexiones, líneas de gas, etc.
Es normal que, en el gas natural exista agua en estado de vapor, la cantidad que
los hidrocarburos gaseosos pueden transportar se mide con equipos adecuados
llamados medidores del punto de rocío. Es obvio que este parámetro se puede
referir tanto a los hidrocarburos líquidos, como el agua.
La presión y/o temperatura del hidrocarburo incide en la cantidad de agua que
puede retener; así, a presión constante, a medida que se enfría un volumen dado
de gas natural, su capacidad disminuye. La figura N° 1, nos muestra la cantidad de
agua que puede retener el gas natural saturado a diversas condiciones de presión
y temperatura. [1]
Figura 1. Contenido de agua en gases hidrocarburos. [2]
Al analizar brevemente esta figura se pueden conocer los parámetros principales
que gobiernan la presencia de agua en el gas. Hagamos algunas consideraciones:
1. La gráfica permite conocer el contenido de agua que transporta el gas,
siempre que este completamente saturado. Se mide en libras por cada
millón de pies cúbicos de gas a condiciones normales (14,7 lpca y 60° F), a
la presión y temperatura a la cual se encuentre la mezcla de hidrocarburos.
2. Este contenido de agua se refiere al gas dulce (sin CO2 ni H2O) y puede
ser corregido por efectos de la gravedad del gas y el contenido de sales.
3. El llamado gráfico de Mc Ketta, tiene una línea indicativa de las condiciones
de presión y temperatura por debajo de las cuales se puede esperar la
formación de hidratos. Lógicamente si el gas esta deshidratado esta
predicción debe ser aplicada cuidadosamente.
2.2 Descenso del punto de rocío
El descenso del punto de rocío de una corriente de gas natural se define como la
diferencia entre la temperatura de rocío del agua en el gas de alimentación de un
proceso, y la temperatura de rocío del agua en el gas de salida. La diferencia entre
el contenido de agua del gas de entrada y el gas de salida es la cantidad de agua
que debe ser removida mediante deshidratación.
2.3 Formación de hidratos
Bajo ciertas condiciones de presión y temperatura, el agua liquida y algunos
componentes del gas natural se asocian para formar unos compuestos sólidos
denominados hidratos, los cuales tienen una densidad aproximada de 56,14
lb/pie3. La formación de hidratos esta fuertemente influenciada por la composición
de la mezcla de gas. Los compuestos que forman hidratos en los gases naturales
son: nitrógeno, CO2, H2S y los componentes hidrocarburos: metano, etano,
propano e isobutano.
Las condiciones que promueven la formación de hidratos en corrientes de gas
natural son las siguientes:
1. Presencia de agua liquida.
2. Baja temperatura
3. Alta presión.
La formación de hidratos se acelera debido a la agitación, pulsaciones de presión
(altas velocidades o turbulencia), cristales de hidratos incipientes, y se favorece en
sitios tales como: un codo en una tubería, placas de orificio, termopozos e
incrustaciones y productos de corrosión sólidos en tuberías.
2.4 Hidratos
Los hidratos son compuestos sólidos que se forman como cristales, tomando
apariencia de nieve, se forman por una reacción entre el gas natural y el agua y su
composición es Aproximadamente un 10% de hidrocarburos y un 90% de agua.
Su gravedad específica es de 0,98 y flotan en el agua pero se hunden en los
hidrocarburos líquidos.
La formación de hidratos en el gas natural ocurrirá si existe agua libre y se enfría
el gas por debajo de la temperatura llamada “de formación de hidratos”.
2.5 Tipos de procesos de deshidratación del gas natural.
En general, para remover el vapor de agua presente en el gas natural existen
diversos métodos de deshidratación que, de acuerdo a su principio de operación,
pueden ser clasificados de la forma siguiente:
a) Absorción con solventes físicos: desecantes líquidos (glicoles, metanol).
b) Adsorción en lecho sólido: desecantes sólidos (alúmina, silica gel, tamices
moleculares)
c) Refrigeración.
d) Reacciones químicas.
Los procesos de deshidratación de gases naturales más usados a nivel mundial
son los basados en glicoles y desecantes sólidos. Debido a su importancia, se
presentan a continuación las ventajas y desventajas de ambos procesos. Los
procesos de deshidratación de glicol tienen las siguientes ventajas (sobre los
procesos de desecantes sólidos):
a) Bajo costo de instalación.
b) Baja caída de presión (5-10 lpc) en comparación con unidades de descantes
sólidos (10-50 lpc).
c) Proceso continuo, no por carga (“batch).
d) La reposición del glicol se realiza fácilmente, mientras que las cargas de las
torres de descantes sólidos consume mucho tiempo.
e) La unidad de glicol requieren menor cantidad de calor de regeneración por libre
de agua removida.
f) Los sistemas de glicol tienen la capacidad de operar en presencia de
materiales o componentes que pueden producir daños en los desecantes
sólidos. Por ejemplo, hidrocarburos pesados.
g) Las unidades de glicol pueden deshidratar el gas natural hasta obtener un
contenido de agua de 0,5 lbs de agua/MMPCS.
Sin embargo, la deshidratación con glicol tiene las siguientes desventajas:
a) Los puntos de rocío del agua por debajo de – 25 °F requieren gas de
despojamiento en la columna de regeneración.
b) El glicol es susceptible a contaminación
c) El glicol es corrosivo cuando está contaminado o descompuesto.
Por otro lado, los procesos con desecante sólidos, con respecto a los procesos de
deshidratación con glicol, las siguientes ventajas:
a) Se pueden obtener puntos de rocío del gas tan bajos como –150°F (1 ppmv de
agua).
b) Son pocos afectados por pequeños cambio en la presión, la temperatura y el
caudal de gas.
c) Son menos susceptibles a formación de espuma o corrosión en los equipos.
Las desventajas de los desecantes sólidos son:
a) Alto costo
b) Alta caída de presión (10-50 lpc)
c) Se contaminan fácilmente con hidrocarburos pesados, CO2, H2S, agua libre,
etc.
d) Tendencia al rompimiento mecánico de las partículas del desecante
e) Las instalaciones ocupan gran espacio y los equipos son muy pesados
f) Altos requerimiento de calor de regeneración en los lechos
g) Altos costos de operación.
En la industria petrolera nacional, los métodos de deshidratación de gas natural
más utilizados están basados en la absorción del agua con glicol.
2.6 Proceso de deshidratación de gas natural utilizando Trietilenglicol
La absorción con glicol es uno de los métodos más comunes para deshidratación
de gas. El proceso consiste en contactar el gas húmedo a alta presión en
contracorriente con el líquido desecante en un absorbedor.
Los internos de la columna absorbedora pueden ser de platos de campana de
burbujeo, empaque estructurado o empaque al azar. La solución pobre de TEG
entra por el tope de la columna y absorbe el agua. El gas seco sale por el tope del
absorbedor mientras que la solución rica de TEG (rica en agua), sale por el fondo
y es regenerada en la sección de regeneración de glicol.
Figura 2. Diagrama de flujo del proceso de deshidratación con TEG.
Diferentes sistemas pueden ser usados dependiendo de la concentración de TEG
a ser alcanzada. Usualmente la regeneración del glicol gastado es obtenida por
destilación de la solución a presión atmosférica. La temperatura de regeneración
está limitada por la degradación térmica del glicol. La pureza que puede ser
alcanzada es aproximadamente 98,8.
Cuando más alta pureza de glicol es requerida, se hace necesario operar bajo
operaciones de vacío o adicionando un gas de arrastre en orden para reducir la
presión parcial del agua. [3]
CAPITULO III. METODOLOGíA
3.1 Pasos a seguir
Con el fin de alcanzar los objetivos propuestos se realizarán las siguientes
actividades:
3.1.1 Revisar bibliografía:
Llevar a cabo la recopilación de la información que servirá como base teórica y
marco de referencia para realizar el diseño conceptual del sistema de
deshidratación con TEG, para ello se revisarán libros, revistas técnicas y se
realizarán consultas en Internet.
3.1.2 Identificar puntos de muestreo y recopilar datos:
Realizar toma de datos operacionales (presión y temperatura) de las corrientes de
gas de alimentación en campo. Identificar puntos de muestreo y realizar toma de
muestras de estas corrientes para análisis cromatográfico.
3.1.3 Establecer premisas de diseño conceptual de torre contactora y
regeneradora y realizar cálculos:
Establecer heurísticas de diseño a utilizar y realizar cálculos de: diámetro y altura
de torre contactora y regeneradora, carga térmica del rehervidor.
3.1.4 Determinar diámetros de tuberías:
Calcular diámetros de tuberías para asegurar flujos de alimentación a los equipos
utilizando el paquete comercial PIPEPHASE y seleccionar valores comerciales.
3.1.5 Realizar balances de materia y energía:
Construir un modelo de simulación del proceso de deshidratación con TEG
utilizando el paquete comercial HYSYS.
3.1.6 Elaborar diagrama de flujo del proceso:
Construir el diagrama de flujo del proceso utilizando el paquete de dibujo
AUTOCAD.
3.1.7 Realizar cálculos de costos preliminares de equipos principales:
Estimar costos preliminares de equipos utilizando datos de Internet.
3.2 Recursos
Para la ejecución de esta investigación se requiere del uso de un computador, el
paquete de simulación de procesos e hidráulica de fluidos HYSYS y PIPEPHASE
respectivamente, la aplicación de dibujo AUTOCAD, los cuales el medio principal
para facilitar la resolución de los cálculos necesarios para alcanzar los objetivos
propuestos.
3.3 Cronograma de Ejecución
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
[1] John Campbell, “Gas Conditioning and Processing”, 3° Edition.
[2] GPSA (2000). Dehydration.
[3] Perry. (1998) . Manual de Ingeniero Químico. Vol1.
