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VI CAIQ 2010
AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos
SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE AJUSTE DE DEW POINT
L. Ale Ruiz*(1), E. Ermann (2), y E. Tarifa (3)
(1) Facultad de Ingeniería, CIUNSa, Universidad Nacional de Salta
Av. Bolivia 5150, Salta
E – mail: [email protected] (2) INIQUI – CONICET, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Salta
Av. Bolivia 5150, Salta
E – mail: [email protected] (3) CONICET, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Jujuy
Gorriti 237, San Salvador de Jujuy
E – mail: [email protected]
Resumen. El gas natural es un recurso no renovable, que debido a sus
características combustibles se le ha dado una amplia gama de aplicaciones
que van desde el uso doméstico, materia prima para la generación de energía
eléctrica, combustible automotor, y otros usos industriales. Para que este
combustible pueda ser utilizado se realiza un tratamiento previo, uno de los
procesos involucrados es el denominado Ajuste de punto de rocío de agua y
de hidrocarburos, los que se realizan mediante procesos de deshidratación y
desgasolinaje que permiten de esta manera cumplir con los requerimientos
especificados por el ENARGAS para el transporte de gas. Mediante la
deshidratación se logra prevenir la formación de hidratos y la corrosión en
cañerías y mediante el desgasolinaje ajustar el poder calorífico del gas
natural y recuperar al mismo tiempo hidrocarburos líquidos de mayor valor
agregado. Este trabajo describe el desarrollo de una simulación estacionaria,
realizada con el simulador comercial Aspen HYSYS®, para un proceso de
deshidratación y desgasolinaje de gas natural, y un análisis de sensibilidad
paramétrica para la mencionada simulación. La corriente de gas natural
* A quien debe enviarse toda la correspondencia
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utilizado provine del sector de tratamiento de endulzamiento de una planta
ya integrada y corresponde a un gas típico de los yacimientos de la
provincia de Salta. Se propuso un esquema de proceso que permita la
inhibición de hidratos mediante inyección de Glicol como líquido
absorbente de agua y el desgasolinaje, mediante enfriamiento con propano
en un intercambiador de calor (chiller)
Palabras clave: Deshidratación, simulación,
HYSYS, Dew point.
1. Introducción
El gas natural es un recurso no renovable que, debido a sus características, tiene una
amplia gama de aplicaciones domésticas e industriales. Para que este combustible pueda
ser utilizado debe ser tratado debidamente. Uno de los procesos involucrados en ese
tratamiento es el denominado ajuste de punto de rocío de agua y de hidrocarburos. Este
ajuste se realiza mediante procesos de deshidratación y desgasolinaje.
El gas tratado debe cumplir con los requerimientos especificados por el ENARGAS
para el transporte de gas natural en gasoductos y redes de distribución (Res. 622/98).
Mediante la deshidratación se logra prevenir la formación de hidratos y la corrosión en
cañerías. Mediante el desgasolinaje se logra ajustar el poder calorífico del gas natural y
recuperar al mismo tiempo hidrocarburos líquidos de mayor valor agregado (Martinez,
2000).
En la industria del gas natural existen diferentes procesos para ajustar el punto de
rocío de agua y de hidrocarburos. Para deshidratación se dispone de sólidos adsorbentes
y de líquidos absorbentes. Estos últimos son los más usados para tratar gas natural
destinado al trasporte en gasoductos y, en particular se utiliza la inyección de alcoholes,
como el metanol o glicoles como el monoetilenglicol (MEG), todos pueden ser
recuperados y recirculados, pero el ambiente económico para la recuperación del
metanol puede que no sea favorable en todas aplicaciones (Worley,1967).
Para el ajuste del punto de rocío de hidrocarburos, el proceso más utilizado es el de
enfriamiento del gas en un intercambiador de calor usando propano como refrigerante
(chiller).
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Para operar en forma adecuada el proceso se debe conocer las relaciones existentes
entre las variables fundamentales del proceso: composición del gas, concentración de
absorbedor, temperatura del chiller, temperatura de salida de gas de venta, temperatura
de entrada de gas, etc. A esto se agrega la función económica que representa el efecto de
la recuperación de gasolina y de las condiciones de operación del chiller.
2. Proceso
2.1. Ajuste del punto de rocío y desgasolinaje
Luego de que el gas haya pasado por la Unidad de Aminas es enviado a la Unidad de
Punto de Rocío, en esta Unidad el gas luego de un separador primario atraviesa una
serie de intercambiadores de calor (gas-gas; gas-propano; gas-líquido), antes del ingreso
de la corriente de gas a cada uno de estos intercambiadores de calor se realiza la
inyección de monoetilenglicol (MEG). La inyección se realiza en estos puntos debido a
que se debe inyectar en tres fases distintas (Campbell, 198):
(a) la fase del hidrocarburo vapor, (b) la fase del hidrocarburo líquido, y (c) la fase
acuosa, en la cual ocurre la inhibición de los hidratos, y el inhibidor impacta la citada
inhibición de formación de estos hidratos.
De manera que el cómputo de la concentración del inhibidor en la fase acuosa es de
importancia.
El intercambiador gas - propano es llamado Chiller y es en el que se realiza la
condensación de componentes pesados, con un buen funcionamiento del ciclo de frío se
produce una mayor condensación en éste equipo. El condensado de mayor valor
agregado es la gasolina por lo tanto su recuperación es de suma importancia. El proceso
se completa con el circuito cerrado de propano (ver Fig. 1).
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Fig. 1. Planta Típica de tratamiento de gas.
2.2. Circuito cerrado de propano.
El propano líquido de un tanque acumulador, pasa a través de un deshidratador,
luego circula por un serpentín que se encuentra dentro de un separador de succión, y se
envía a un economizador que intercambia calor con gasolina producto. En el mismo, la
fase vapor es conducida a la interetapa de los compresores de propano, mientras que la
fase líquida se expande hasta 2.2 Kg/cm2 y se envía al Chiller. En este equipo se
evapora el propano en la carcasa para enfriar el gas que pasa por los tubos de -13 a -17
°C y obtener un punto de rocío de HC en el gas igual o inferior a -4 °C (Norma
impuesta por ENARGAS). El propano vapor se envía al separador de succión donde se
precalienta y se separan las gotas de propano líquido arrastradas, evitando que las
mismas ingresen a los compresores. Los vapores del separador de succión son captados
por la primera etapa de los compresores de propano y comprimido hasta 7 Kg/cm2.
Los vapores del economizador son captados por la segunda etapa de los compresores
de propano donde se junta con la proveniente de la primera etapa y es comprimida
finalmente hasta 14 Kg/cm2 (ver Fig. 2).
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Fig. 2. Ciclo del Propano en el Diagrama T-S
El fluido refrigerante es luego enfriado, en los aerocondensadores para pasar luego al
acumulador, reiniciando de esta manera el circuito (ver Fig. 3).
Fig. 3. Ciclo de Propano de dos etapas de compresión
3. Simulación
Se propuso un esquema de proceso que permita la inhibición de hidratos mediante
inyección de Monoetilenglicol (MEG) como líquido absorbente de agua. HYSYS tiene
la capacidad de simular rigurosamente sistemas de MEG. La ecuación de estado Peng –
Robinson ha sido modificada para representar el comportamiento no ideal de las fases
líquido – vapor en todo el rango de operación esperado para estos sistemas (Aspen ‘
HYSYS, 2009).
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Las corrientes de entrada a la simulación son una corriente de gas natural proveniente
de la planta de endulzamiento de gas, cuya composición corresponde a datos
cromatográficos de la planta y una corriente de agua cuyo flujo corresponde a valores de
saturación del gas en el agua a las condiciones de presión y temperatura de la corriente
de gas (Ale Ruiz et al, 2008 A). Dichas corrientes ingresan a un mezclador, donde se
integran el gas y el agua.
Luego se realiza una primera separación en un separador bifásico, para eliminar los
compuestos que se encuentren condensados y recuperar líquidos pesados provenientes
de la unidad anterior. El gas que se obtiene del separador primario se divide en dos
corrientes para ser enfriadas una en el intercambiador gas – gas y la restante en el
intercambiador gas – líquido. Se vuelven a unir las corrientes para ingresar al
intercambiador gas – propano, donde se realiza el enfriamiento final.
La inyección del inhibidor se realiza en tres puntos: antes de intercambiador gas –
gas, otro antes del intercambiador gas – líquido y el último antes del chiller. Las
inyecciones de MEG se simularon con un mezclador, en el cual ingresa la corriente de
gas saturado con agua y una corriente de MEG.
El caudal de MEG a alimentar al mezclador está sujeto a la cantidad de agua que
ingrese con el gas, dicho caudal se calcula en el Spreadsheet denominado Flujo másico
Glicol (Ale Ruiz et al, 2009 B), en él se importan los flujos másicos de agua de las
corrientes Gas, Gas 2 y Gas glicol y la fracción másica del glicol de la corriente Glicol
(ver Fig 4).
Fig. 4. Deshidratación y desgasolinaje
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4. Anàlisis de sensibilidad
Si bien se realizaron diversos estudios de sensibilidad se mostrarán los más
representativos que son los que se obtuvieron variando la temperatura del chiller y la
concentración de MEG (Erdmann et al, 2008).
4.1. Temperatura de rocío de hidrocarburos
Se analizó el comportamiento de la temperatura de rocío de hidrocarburos variando
la temperatura del chiller y como parámetro la fracción másica de glicol.
Con respecto a la concentración de glicol se observa que la temperatura de rocío no
es sensible con respecto a esta variable.
Al disminuir la temperatura del chiller se observa que la temperatura de rocío
también disminuye. Cuando la temperatura del chiller es menor a los -13 ºC la
temperatura de rocío cumple con la especificación del ENARGAS (Res. 622/98), -4 ºC
a 5500 kPa como máximo (ver Fig. 5).
‐16
‐14
‐12
‐10
‐8
‐6
‐4
‐2
0
‐30 ‐25 ‐20 ‐15 ‐10 ‐5 0
T ro
cio
(ºC
)
Temperatura del chiller (ºC)
Variacion de la Temperatura de rocio de HC
w MEG = 0.4
w MEG = 0.5
w MEG = 0.6
w MEG = 0.7
w MEG = 0.8
w MEG = 0.9
w MEG = 0.91
w MEG = 0.92
w MEG = 0.93
w MEG = 0.94
Fig. 5. Variación del punto de rocío de hidrocarburos en función de la temperatura del
chiller, parámetro concentración de MEG
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4.2. Temperatura del gas de venta
La temperatura del gas de venta es importante pues debe estar lo mas cercana a la
temperatura del gasoducto, que según las especificaciones del ENARGAS es de 50 ºC
(Res. 622/98). A medida que la temperatura del chiller aumenta y la concentración de
MEG disminuye la temperatura del gas de venta aumenta (ver Fig. 6).
0
5
10
15
20
25
30
35
40
‐30 ‐25 ‐20 ‐15 ‐10 ‐5 0
T ga
s de
salid
a (º
C)
Temperatura del chiller (ºC)
Temperatura del gas de venta
w MEG = 0.4w MEG = 0.5w MEG = 0.6w MEG = 0.7w MEG = 0.8
Fig. 6. Variación de la temperatura del gas de salida en función de la temperatura del
chiller, parámetro concentración de MEG
4.3. Flujo másico de gasolina
El flujo másico de gasolina no es sensible conrespecto a la concentración de MEG,
sin embardo es muy sensiblemente con respecto a la variación de la temperatura del
chiller, a medida que disminuye esta temperatura obtenemos mayor flujo de gasolina
(ver Fig. 7).
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0
0,05
0,1
0,15
0,2
0,25
0,3
0,35
‐30 ‐25 ‐20 ‐15 ‐10 ‐5 0Fluj
o m
ásci
o de
gas
olin
a (k
g/hr
)
T chiller (ºC)
Flujo másico de gasolina
w MEG = 0.4w MEG = 0.5w MEG = 0.6w MEG = 0.7w MEG = 0.8
Fig. 7. Variación del flujo másico de gasolina en función de la temperatura del
chiller, parámetro concentración de MEG
4.4. Poder calorífico del gas de venta
Según el ENARGAS (Res. 622/98) los límites para el poder calorífico superior, del
gas natural para transporte en gasoducto, son: mínimo 8850 Kcal/m3, Máx. 10200
Kcal/m3. Los valores obtenidos del poder calorífico del gas de venta por la simulación
en todo el rango de temperatura de chiller y concentración de glicol analizado cumplen
con los valores especificados por el ENARGAS (ver Fig. 8).
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9800
9850
9900
9950
10000
10050
10100
10150
‐30 ‐25 ‐20 ‐15 ‐10 ‐5 0
Pode
r ca
lorí
fico
(kca
l/m3)
T del chiller (ºC)
Poder calorifico
w MEG = 0.4w MEG = 0.5w MEG = 0.6w MEG = 0.7w MEG = 0.8
Fig. 8. Variación del poder calorífico del gas de venta en función de la temperatura
del chiller, parámetro concentración de MEG
4.5. Contenido de agua en el gas de venta
La variable del proceso mas sensible a los cambios de concentración es, como se
esperaba, el contenido de agua en el gas de venta. Pues a igual temperatura del chiller
mientras más concentrada es el solución de TEG, más agua absorbe.
La cantidad de agua también es sensible a la disminución de la temperatura del
chiller. Según bibliografía el rango óptimo de concentración de las solución de glicol es
de 25% – 50 % de concentraciones (Campbell, 1982). Según nuestros resultados en este
rango y para temperatura del chiller menor a -5 ºC se cumplen las especificaciones
sobre el contenido de agua en el gas natural (Res. 622/98) (ver Fig. 9).
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0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
‐30 ‐25 ‐20 ‐15 ‐10 ‐5 0
mg
agua
/m3
gas
T del chiller (ºC)
Cantidad de agua en el gas de venta
w MEG = 0.1w MEG = 0.4w MEG = 0.5w MEG = 0.6
Fig. 9. Variación de la cantidad de agua en el gas de venta en función de la
temperatura del chiller, parámetro concentración de MEG
5. Conclusiones
Se simuló con un simulador comercial Aspen- HYSYS® Versión 7.1, el cual simula
adecuadamente los procesos involucrados en la industria del petróleo y gas, una planta
de ajuste de punto de rocío y desgasolinaje de gas natural para un gas característico de
la región norte, empleando las condiciones operativas características de este tipo de
planta.
Se realizó el análisis de sensibilidad de las principales variables operativas del
proceso.
La variable más sensible de operación es la temperatura de la corriente de salida del
Chiller.
Si bien en todos los casos de simulación realizados se verifican las especificaciones
de calidad para el gas de venta en cuanto a los contenidos máximos de agua,
hidrocarburos condensables (gasolina) y poder calorífico, se observa que a medida que
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disminuye la temperatura de salida del Chiller y aumenta la concentración de MEG se
recupera mayor cantidad de gasolina.
Los resultados obtenidos permitirían determinar, dentro de la diferentes situaciones
que cumplen con la especificación de calidad del gas de venta, cuál es la temperatura
del chiller y la concentración de glicol óptimas, para tomar esta decisión también hay
que realizar un análisis económico entre el costo de enfriamiento en el Chiller y la
recuperación de la gasolina.
Referencias
Ale Ruiz, L., Mercado L., Erdmann E.(2008), A. Análisis de Sensibilidad Paramétrica y
Económico para un Procesos de Deshidratación y Desgasolinaje de Gas Natural, I
Reunión Interdisciplinaria de Tecnología y Procesos Químicos- RITeQ, Complejo
Vaquerías, Valle Hermoso – Córdoba – Argentina.
Ale Ruiz, Mercado L., Tarifa E. y Erdmann E. (2009), B. Natural Gas Dew Point
Adjustment. Parametric Sensitivity Analysis, 8th World Congress of Chemical
Engineering. Montreal - Quebec- Canadá.
Aspen Hysys - Aspen tech. (2009). Tutorial and Application - Version Number 7.1.
Aspen Technology Inc. Cambridge, MA 02141-2201- USA.
Campbell, J. (1982), Gas Conditioning and Processing. Vol. 1 y 2 Ed. Campbell
Petroleum Series. USA.
Erdmann E., Ale Ruiz L., Mercado L. (2008). Ajuste del Punto de Rocío de Agua y de
Hidrocarburos Pesados en el Gas Natural, IV Jornadas de Ciencia y Tecnología de
Facultades de Ingeniería del NOA. Santiago del Estero.
Martínez, M. (2000). Ingeniería de Gas, Principios y Aplicaciones. Deshidratación del
Gas Natural, Ed. Ingenieros Consultores, S.R.L., Venezuela,
Worley, M. (1967). Super Dehydration with Glycols, Proc. Gas Conditioning
Conference, Norman, Oklahoma,
Scenna, N. (1999). Modelado, Simulación Y Optimización de Procesos Químicos.
Editorial de la Universidad Tecnólogica Nacional. Argentina
http://www.enargas.gov.ar/MarcoLegal/Resoluciones/SelecResol/Index.php, Resolución
622/98.