Material de Plantas de Gas para alumnos de 5to. año de Gas y 5to. de Petróleo de la ETIR. 2014-2015

1. TRABAJO:
• Diseñar una planta de gas y explicar la
función de cada equipo. Con 4 pozos
productores de gas, condensado y agua,
donde los líquidos son volúmenes grandes y
el gas contiene alta concentración de CO2”

2. INTRODUCCION:
• El objetivo del procesamiento del gas natural es
eliminar los contaminantes, incluyendo los
componentes corrosivos (agua y gases ácidos,
sobre todo el Sulfuro de Hidrógeno su carácter
contaminante), los que reducen el poder
calorífico, como Dióxido de Carbono y Nitrógeno)
y los que forman depósitos sólidos a bajas
temperaturas, como el agua y Dióxido de
Carbono, para después separar los hidrocarburos
más pesados como el metano, que constituyen
materias primas básicas para la industria
petroquímica.

3. Etapas de los procesos del gas
• Las etapas normales en el procesamiento del gas
natural son la deshidratación (eliminación de
agua, usualmente con adsorbentes sólidos, como
alúmina o mallas moleculares), el endulzamiento
(eliminación del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido
de Carbono con soluciones absorbentes, y la
recuperación criogénica de etano e
hidrocarburos más pesados (condensación de
estos componentes a bajas temperaturas, del
orden de 212F, y destilación fraccionada de los
líquidos condensados).

4. OBJETIVO
En forma general se debe realizar los diferentes procesos en el
gas natural para lograr los siguientes objetivos:
OBJETIVOS:
• 1. Maximizar la seguridad de las instalaciones y de las
personas.
• 2. Minimizar las fallas operacionales.
• 3. Adecuar el gas a las especificaciones exigidas por los
clientes (Especificaciones técnicas de gasoductos).
• 4. Proteger el medio ambiente.

5. DISEÑO:
Ahora describiremos el diseño planteado en la
primera parte del trabajo en el cual tenemos 4
pozos productores de gas, condensado y agua
donde los líquidos son volúmenes grandes y la
concentración de CO2 es alta
Se llevara el gas a tratar por 2 procesos
importantes, dada las características de los
fluidos producidos en los 4 pozos, estos son:
Proceso de deshidratación
Proceso de endulzamiento

6. TECNOLOGÍA
En el diseño de la planta en el área de
deshidratación, el proceso se lo realizara,
mediante el sistema-glicol trietilenglicol (TEG)
En el diseño de la planta en el área de
endulzamiento, el proceso se lo realizara,
mediante el sistema-amina
Metildietanolamina (MDEA)

7. Llegada
Primeramente mostramos el diseño de llegada a
la planta de los 4 pozos productores

8. PROCEDIMIENTO
Al llegar los pozos 4 pozos a la planta entran a la zona de
scrapper del cual, depende que queramos hacer con los
fluidos, irán a los manifold de producción o entrada ó a los
manifold de prueba.
Debido a que los volúmenes de líquidos son grandes
tenemos un Slug cátcher, para amortiguar la llegada de
volúmenes significativos de liquido, que puedan afectar o
dañar a los equipos. Luego los fluidos provenientes del
manifold de producción pasan al separador de producción,
en este caso trifásico, donde el condensado y el agua serán
llevados a su reacondicionamiento y/o posterior
almacenamiento, y el gas que es el tema de estudio será
llevado a los dos procesos ya mencionados anteriormente
para su acondicionamiento para la venta.

9. Diseño de planta del proceso de
deshidratación con TEG
El vapor de agua es probablemente la impureza más
común indeseable en una corriente de gas. Cuando el
gas se comprime o se enfría, el vapor de agua se
convierte a una fase líquida o sólida. El agua líquida
puede acelerar la corrosión y reducir la eficiencia de la
transmisión del gas. El agua en estado sólido forma
hidratos helados, que pueden tapar las válvulas,
accesorios e incluso las líneas de gas. Para prevenir
estas dificultades algo del vapor de agua se debe quitar
de la corriente del gas antes de transportarlo por líneas
de transmisión. Además no se encuentra bajo
especificaciones de venta

10. DEFINICIÓN
• Deshidratación del gas natural
• Es el proceso de quitar el vapor de agua
contenido en la corriente de gas para bajar la
temperatura a la cual se condensa. Esta
temperatura es el punto de rocío y por ello el
proceso de deshidratación se llama también
acondicionamiento del punto de rocío.

11. PROCESO DE DESHIDRATACION
A continuación mostraremos el diagrama de
flujo del diseño de deshidratación.

12. Gas
Húmedo
96 MMPcs
GE=0,67
Líquidos
Contactor
Pre-calentador
Glicol
Rico
94,3% TEG
1015
LPCA
100ºF
110ºF
200ºF
Calentador
353ºF
300ºF
157ºF
Bomba
110ºF
%TEG=98,5
Gas Seco
W=7 lb/MMpcs
Glicol
Calor
Vapor de
Agua
Rehervidor (353ºF)
Pobre
%TEG=98,5
Gas
Purificador
Tanque de
expansión
Condensado
Filtro
Diagrama de flujo de una planta de
deshidratación con Glicol (TEG)

13. Absorbedor de glicol o contactor:
Es una torre empacada donde el gas, cargado con agua, se pone en
contacto en contracorriente con el glicol limpio o deshidratado
El glicol que llega por la por la parte superior va bajando a medida que
llena los platos o bandeja de burbujeo, mientras tanto el gas que sube,
entra por la parte inferior de la torre de absorción y se pone en contacto
con el glicol que baña los platos; rompe el sello liquido y sale a la
superficie para entrar, nuevamente en contacto intimo con el glicol de la
bandeja superior. Cuando el gas natural burbujea en el líquido se va
produciendo una trasferencia de masas, en la cual le entrega al TEG el
agua que trasporta.
El glicol llega a la torre con un porcentaje aproximado del 98.7% por peso
y sale por el fondo habiendo absorbido el agua que debe retirar de la
corriente de hidrocarburos, por lo cual su pureza baja a 95.3% p/p
aproximadamente.
Cuanto más alta sea la pureza a la cual entra el glicol, mejor será su
capacidad de absorción, de allí la importancia de una buena regeneración
y del uso del gas de despojamiento
Este equipo se encuentra ubicado en un diseño de planta, después del
separador de entrada a la unidad de deshidratación

15. Tanque o Válvula de expansión:
• Debido a que por lo general, el glicol en el
horno esta a presión atmosférica y en el
contactor existe alta presión, se debe usar una
válvula para lograr los siguientes aspectos:
• Caída de presión
• Control del nivel de glicol en el contactor
• Este equipo se encuentra ubicado a la salida
del glicol rico y antes de entrar al horno de
regeneración

16. Tanque de venteo o separador de
Glicol e Hidrocarburos líquidos
• Es el recipiente donde se separa el gas y el condensado que
arrastra el glicol desde el absorbedor, normalmente conocido
como “tanque de venteo” cuyo tiempo de retención, para
efectos de diseño varia de 20 a 45 minutos. La presión de
trabajo está entre 50 y 75 lpcm. Algunos fabricantes afirman
que, en plantas que manejan 3 MM pcdn o menos, no siempre
se justifica la instalación de estos separadores, nuestra
sugerencia es que siempre se instale el tanque de venteo,
porque evita que los hidrocarburos que se condensan en el
contactor sean descargados en el regenerador caso en el cual
pueden producir accidentes.
• Adicionalmente, algunas plantas suelen tener un separador
instalado a la salida del gas tratado, cuyo único fin es recoger
los líquidos que sean arrastrados cuando se opera la planta de
manera indebida o se genera espuma en el absorbedor. El
arrastre es uno de los problemas más comunes en este tipo de
plantas

18. Filtros
• Sirven para separar impurezas tales como: productos
de degradación del glicol, hidrocarburos de alto peso
molecular, productos de corrosión y otras impurezas
arrastradas por el gas.
• El filtro más usado es el tipo de elemento, capaz de
retener partículas de 5 a 10 micrones, a una diferencia
de presión de 2 lpcm cuando está limpio y de 20 lpcm
cuando está sucio. También se usa carbón activado.
• Se encuentran ubicados después del tanque de
expansión o también a la salida de la torre de
regeneración

19. INTERCAMBIADORES
• El glicol rico a temperatura ambiente, se utiliza para enfriar
el glicol pobre que viene del horno, usando
intercambiadores de tubo y carcasa o de doble tubo.
Algunas veces se emplea para intercambiar energía en un
serpentín que se instala en el tope del acumulador de
glicol, con lo cual se facilita la desorcion de los gases en el
tanque de venteo y se precalienta el glicol.
• El glicol rico se puede calentar hasta 300 °F, utilizando la
solución caliente que sale del horno, con el fin de ahorrar
combustible. A la salida del intercambiador, el glicol pobre
puede ser enfriado hasta 200 ° F
• Estos intercambiadores se encuentran antes de la entrada
de glicol rico a la regeneradora y a la salida de glicol rico de
la torre contactora

21. Regeneradora
• El regenerador cuya parte principal es el horno, puede
calentarse con vapor de agua, aceite de calentamiento
o fuego directo. El diseño del horno debe asegurar la
evaporación del agua hasta alcanzar la concentración
deseada. La torre regeneradora remueve la mayor
parte del agua absorbida por el glicol, dejando el
producto regenerado con una pureza que varía entre el
98.5% y el 99% p/p. Trabajando con TEG en una torre
con presión atmosférica se puede lograr un grado de
pureza del 98.7% por peso
• Este equipo se encuentra después del tanque de
venteo, filtros e intercambiador, siguiendo la
circulación de glicol rico

23. BOMBA:
• Son componentes claves en una planta de
deshidratación, porque se encargan de garantizar la
circulación del glicol dentro de la planta. El tipo más
utilizado es el de desplazamiento positivo, teniendo en
cuenta las siguientes consideraciones:
• La velocidad de la bomba estaría limitada de 300 a 350
r.p.m.
• El lubricante no puede estar en contacto con el glicol.
• La temperatura de bombeo podría limitarse a 170 °F.
• Para asegurar el bombeo se instala un acumulador de
glicol

24. Diseño de planta del proceso de
endulzamiento con MDEA
• Además de hidrocarburos pesados y vapor de agua, el gas
natural frecuentemente contiene otros componentes que
deben ser removidos, tales como el CO2, el H2S y otros
compuestos de azufre como los mercaptanos, los cuales
son componentes que requieren ser removidos completa o
parcialmente del gas natural. El CO2, el H2S y otros
compuestos de azufre presentes en el gas natural agrio son
conocidos como gases ácidos, los cuales pueden generar
graves problemas de corrosión tanto en los equipos de
producción como de transporte de gas. En los Estados
Unidos, la permisibilidad de gases ácidos en los gases
naturales es de 2 a 3% de CO2 y de 4 ppm para el H2S. Los
requerimientos actuales para algunas ventas pueden variar
dependiendo de las negociaciones entre el vendedor y el
comprador.

25. DEFINICION
• Endulzamiento del gas natural
• Endulzamiento es el término que se le aplica al
proceso de remoción de gases ácidos tales como
CO2, H2S y otros compuestos de azufre presentes
en el gas natural. El principio de este proceso es
neutralizar los gases ácidos bien sea por procesos
físicos o químicos. Además, el proceso en sí
requiere una fase de regeneración en donde se
recupera el compuesto de endulzamiento,
convirtiendo el sistema en un proceso cíclico,
esto con fines económicos

26. Razones por la cual debe realizarse el
endulzamiento del gas
• Seguridad del proceso que se realiza.
• Control del proceso de corrosión.
• Especificaciones de los productos producidos en un proceso.
• Disminuir los costos del proceso de compresión.
• Satisfacer las normas de gestión ambiental.
• Evitar el envenenamiento de los catalizadores.
A continuación mostraremos el diagrama de flujo del diseño de
endulzamiento.

27. PROCESO DE ENDULZAMIENTO

28. Gas
Agrio
Separador de
Entrada
Líquidos
Tanque de flasheo
Gas de
flasheo
Hidrocarburos
Gas dulce
Absorvedor
Inyección de
antiespumante
Bomba de
circulación
Bomba
Booster
Bomba de
Reflujo Make
up
water
Enfriador de
amina
Condensador
de Reflujo
Separador de
salida
Surface
Tank
Acumulador
de reflujo
Inyecciónde
antiespumante
Filtro
Filtro
Rehervidor
Recuperador
de MEA
Intercambiador
de amina
rico-pobre
STILL
Gas seco
Diagrama de flujo de un sistema de
endulzamiento con amina

29. Separador de Gas/Líquidos Filtro
Coalesedor
• Elimina líquidos y sólidos que pueden afectar
la operación de la planta.
Hidrocarburos Liquido (espumamiento)
Aguas Saladas (espumamiento y corrosión)
Sulfilo de Hierro (espumamiento)
Químicos para tratar Pozos de Gas
(espumamiento y corrosión)
Aceites de compresores (espumamiento)

31. Contactora:
• Torre donde los gases ácidos (H2S y/o C02) son
removidos del gas natural por la amina (MDEA).
• Las torres utilizan platos. Pueden ser de los siguientes
tipos
• Pueden ser de uno, dos, tres o cuatro pases
• Pueden tener abertura ajustables o fijadas
• Pueden ser de Válvulas, Capas o Platos
• Las caídas pueden ser al lado de los platos a al centro
de los platos
• Pueden tener una o múltiples puntos de adición de
amina

33. Tanque de Flasheo
• Es utilizado para flashear hidrocarburos que están disueltos
en la solución de amina. Los hidrocarburos producidos se
usan como combustible o se manda a quemar.
• Normalmente opera a 75 psig o menos cuando la presión
de la contactora es arriba de 1000 psig
• Puede tener una contactora de amina en el flujo de gas
para remover a H2S de los hidrocarburos flasheados (Puede
resultar altas perdidas de amina)
• Normalmente se localiza entre el contactor y el
intercambiador de amina rica/pobre
• Puede ser de 2-fases (gas-amina) o 3-fases (gas-HC liquido-
amina)

35. Intercambiador de Calor Amina
Rica/Pobre
• Reduce la temperatura de la amina pobre saliendo de la
Regeneradora y aumenta la temperatura de la amina rica entrando
a la Regeneradora.
• - Normalmente es de tubo/carcasa pero intercambiadores de
tubo/platos también son utilizados.
• - Amina rica pasa por los tubos y la amina pobre por la carcasa.
• E1 diseño debe minimizar el flasheo de gases ácidos (carcasa fija de
presión lo más cerca posible a la regeneradora).
• Los requerimientos de la rehervidora será 50% más alto si no se
diseña así.
• Un problema común es la corrosión/erosión
• Es causado por la liberación de gases ácidos a la salida de la amina
rica.
• El potencial de corrosión se aumenta cuando la carga de los gases
ácidos se aumenta por una reducción en el flujo de amina o en la
concentración de amina.
• Es importante mantener suficiente flujo de amina y presión para
mantener una fase en el flujo.

37. Regeneradora/Rehervidora
• Regenera la solución de amina por la adición de calor para:
• aumentar la temperatura de la amina rica entrando a la regeneradora. Calor
sensible.
• Calor es necesario para cambiar la reacción y remover el H2S y/o C02 de la
solución. Calor de reacción.
• Calor es necesario para mantener el radio de reflujo en la parte superior de
la regeneradora. Calor de vaporización.
•
• 90-95% de los gases ácidos son removidos de la solución en la
regeneradora.
• El residual es removido en la rehervidora.
• El punto de hervir de la solución depende solamente de la composición de
la amina, la concentración de amina y la presión que se mantiene en la
regeneradora/rehervidora.
• Un incremento de presión a una temperatura constante resulta en
temperaturas más altas pero produce menos vapor por el incremento de la
demanda de calor sensible.

39. Reflujo
• La función del condensador de gases ácidos es para condensar y
enfriar el agua de vapor a líquido.
• Los gases ácidos y el agua se separan en el tanque de reflujo.
• El agua regresa a la parte superior de la regeneradora como reflujo.
.
• La razón del reflujo es para minimizar la concentración de amina en
la parte superior de la regeneradora.
• Normalmente hay de 1 a 1.5 % amina en el reflujo
• El Radio de Reflujo se define: mol agua / mol gases ácidos saliendo
de la regeneradora antes del condensador.

41. Filtros
• Sirven para remover contaminantes químicos como jabones,
moléculas grandes de hidrocarburos, y productos de degradación.
• Filtros Mecánicos
• Son usados para remover partículas (tierra, productos de corrosión,
sulfato de hierro, etc.) que puede causar espumación, corrosión, y
gas dulce fuera de especificación
• Pueden ser de cartuchos, bolsas, o de tipo pre-cubiertos
• Son disponibles en rangos de 1-100 micrones.
• Los elementos son cambiados basados en la diferencial de presión.
• Pueden tratar todo el flujo de amina o una parte del flujo. Se
pueden usar con amina pobre o rico (normalmente se usan para
amina rica).
• Se pueden usar antes y/o después del filtro de carbón.

42. Enfriador de Amina Pobre
• Enfría la amina pobre del intercambiador a
la temperatura apropiada para uso en el
contactor.
• Las condiciones ambientales determinan
que temperaturas se pueden lograr con la
amina pobre.

43. Filtro de Carbón
• Tiene que ser carbón activado
• Normalmente trata una parte del flujo de amina rica.
• Es usado para remover hidrocarburos, productos de
degradación de aminas, algunas sales termoestables y
hierro.
• También sirve como un filtro mecánico.
• Puede reducir la corrosividad de la solución de amina
• Es recomendado para cualquier uso de amina.

44. Tanque Surge
• Debe ser lo suficiente grande para mantener el
flujo a las bombas durante problemas con el
sistema.
• Normalmente es un tanque de almacenamiento
tipo API.
• Operación
– Almacenamiento de amina de adición.
– La concentración de Amina normalmente es de 99.9 %
Peso.
– Normalmente tiene una purga de nitrógeno o gas
natural para prevenir el contacto con oxigeno.