SELECCIÓN DE LA RUTA QUÍMICA Y TECNOLOGÍA DE PRODUCCIÓN
Edwin AranibarInforme17 de Mayo de 2018
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Contenido
1. INTRODUCCION. 12
2. ANTECEDENTES.- 13
2.1. Antecedentes generales. 13
2.2. Antecedentes específicos.- 13
3. MATERIA PRIMA E INSUMOS. 14
3.1. Yacimientos de GAS. 14
3.1.1. Yacimientos de gas condensado. 15
3.2. ETILENGLICOL. 16
3.2.1. SELECCIÓN DE LA RUTA QUÍMICA Y TECNOLOGÍA DE PRODUCCIÓN 17
4. OBJETIVOS. 19
4.1. OBJETIVOS GENERALES. 19
4.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS. 19
5. ALCANCE. 19
5.1. ALCANCE GEOGRAFICO. 19
5.2. ALACANCE TEMPORAL. 20
6. ESTUDIO DE MERCADO. 20
7. RUTAS DE OBTENCION. 21
7.1. PROCESO DE ESTABILIZACION.- 21
7.1.1. MULTIPLES ETAPAS DE SEPARACION. 21
7.1.2. TORRE DE ESTABILIZACION. 23
7.2. ARBOL DE SINTESIS 27
8. SINTESIS DE PRODUCCION DEL PROCESO. 29
8.1. DIAGRAMA DE BLOQUES DEL PROCESO. 29
8.2. CALCULO DE LOS GRADOS DE LIBERTAD. 30
9. INGENIERIA DEL PROYECTO. 39
9.1. BASES DE DISEÑO. 39
9.2. DESCRIPCION DE LA PLANTA LTS-2. 40
9.2.1. DESCRIPCION DEL SISTEMA DE ESTABILIZACION DE CONDENSADO. 41
9.2.2. PROCESO DEL DIAGRAMA DE FLUJO “PDF”. 43
9.3. BALANCE DE MASA Y ENERGIA. 45
9.3.1. CUADRO RESUMEN. 45
10. EURISTICAS DEL PROCESO. 46
11. TREN DE SEPARACION. 46
12. DIAGRAMA DE PROCESOS DE INSTRUMENTACION. 46
12.1. DIAGRAMAS DE TUBERIAS E INSTRUMENTACION “PID” 46
12.2. Lista de equipos del PID. 46
12.3. Descripción del PID. 46
13. COSTOS. 48
13.1. Costos estimados del proyecto 48
ESTABILIZACION DE CONDENSADOS APARTIR DEL GAS
INTRODUCCION.
Bolivia es un país con reservas estratégicas de gas natural, esta materia prima se debe tratar y procesar generando fuentes de energía y materia prima para la industria petroquímica. El propósito del tratamiento de una mezcla de gas de producción es asegurar que cumpla las especificaciones de calidad requeridas para poder ser comercializado.
Las plantas “LTS” Low Temperature System (LTS = sistema de baja temperatura), permiten acondicionar el punto de rocío del gas hasta su valor de venta. El punto de rocío de los hidrocarburos (PRH) para una presión determinada, es la temperatura a la cual se empiezan a condensar los hidrocarburos de la mezcla de gas.
Dado que el punto de rocío por hidrocarburo varía con la composición, la presión y la temperatura, la definición del punto de rocío por hidrocarburo incluye los parámetros de presión y temperatura.
Normalmente el punto de rocío por hidrocarburo se especifica como una temperatura máxima a una presión seleccionada. Estos valores de presión se seleccionan porque generalmente está cerca de la temperatura cricondentérmica (temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases) para el gas de venta.
La razón para determinar el valor de la temperatura de PRH, es asegurar que no se formen hidrocarburos líquidos en la tubería cuando la línea se enfría a la temperatura de la tierra o cuando hay enfriamiento debido a la expansión. Dicha especificación de punto de rocío es adecuada a fin de evitar hidrocarburos líquidos en los sistemas de distribución de gas natural.
Para evitar que los hidrocarburos pesados contenidos en el gas condensen en las condiciones operativas del gasoducto, la normativa limita la temperatura de rocío
de hidrocarburo para una presión de 640 Psia a 32 °F como valor máximo. Para alcanzar la especificación de punto de rocío por hidrocarburo, es necesario tratar el gas para remover prácticamente todos los hidrocarburos pesados de la mezcla.
El gas natural se procesa mediante tecnologías: LTS o Refrigeración Mecánica, Ciclos cortos de Adsorción, Absorción con Aceite Pobre, Turbo Expander; con el objetivo de producir gas, GLP (gas licuado de petróleo) y gasolinas naturales.
ANTECEDENTES.-
Antecedentes generales.
Bolivia cuenta con los sistemas de refrigeración más comunes en la industria del gas natural y en los procesos relacionados con la refinación de petróleo. Varias aplicaciones para la refrigeración incluyen la recuperación de LGN (Líquidos de gas natural), la recuperación de GLP, el control de punto de rocío de hidrocarburo y la condensación de reflujo para fraccionadores de hidrocarburo ligero.
Las primeras plantas de extracción de GLP, que la Bolivian Gulf Oil Company instaló en nuestro país, fueron las plantas de Río Grande y Colpa; posteriormente YPFB instaló las plantas Vuelta Grande y Carrasco y las últimas instaladas fueron Paloma por la empresa Maxus. Después de la capitalización fue instalada la planta Kanata por la empresa Chaco. Actualmente Bolivia cuenta con 6 plantas de extracción de licuables que están en operación, estas plantas son las siguientes: Río Grande, Vuelta Grande, Carrasco, Kanata, Paloma, Colpa.
Para estas plantas se utilizan tres tipos de tecnología de extracción de GLP a partir del gas natural: Absorción con “Lean Oíl” y Refrigeración con Propano en Río Grande, Turbo Expander en Carrasco, Kanata, Paloma y Vuelta Grande, y finalmente Refrigeración con Propano en Colpa.
MATERIA PRIMA E INSUMOS.
Yacimientos de GAS.
Yacimientos de gas son aquellos en los cuales la mezcla de hidrocarburos se encuentra inicialmente en fase gaseosa en el subsuelo. Se clasifican en yacimientos de:
Gas seco
Gas húmedo
Gas condensado
En los yacimientos de gas seco, la mezcla de hidrocarburos permanece en fase gaseosa tanto en el subsuelo como en superficie durante su vida productiva (a cualquier presión).
Además, la temperatura de estos yacimientos es mayor que la temperatura cricondentérmica (temperatura máxima a la cual pueden coexistir dos fases) de la mezcla.
En cambio, los yacimientos de gas húmedo producen líquido en superficie al pasar la mezcla a través del sistema de separación, generando relaciones gas-líquido (RGL) mayores de 15.000 PCN/BN. A diferencia de los anteriores, los yacimientos de gas condensado presentan condensación retrógrada en el yacimiento a presiones por debajo de la presión de rocío y temperaturas entre la crítica y la cricondentérmica de la mezcla. En este caso las relaciones gas-líquido son superiores a 3.200 PCN/BN.
La figura muestra el espectro de los fluidos del yacimiento, desde gas húmedo hasta crudo.
Figura. Representación esquemática de los tipos de fluidos en un yacimiento.
[pic 1]
Fuente: Carrillo B Lucio, 2005.
Yacimientos de gas condensado.
Los yacimientos de gas condensado están siendo considerados de gran importancia tanto desde el punto de vista de desarrollo económico como desde el punto de vista estratégico. Un gas condensado es un fluido monofásico en condiciones de yacimiento originales; está compuesto principalmente de metano y de otros hidrocarburos de cadena corta, pero también contiene hidrocarburos de cadena larga, denominado fracciones pesadas. Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, este fluido se separará en dos fases, una gaseosa y una fase líquida, lo cual es conocido como condensado retrogrado.
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