Tecnolog

1
TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS
AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre Acondicionami
ento del Gas Natural El Calafate, 30 de
septiembre al 3 de octubre de 2008
Autores Ing. Marco Bergel Ing. Ignacio Tierno
2
Introducción

• Tecnologías de endulzamiento
• Situación en la región CO2 principal
  contaminante
• Amplia variedad de procesos disponibles

3
Introducción
Clasificación de tecnologías de endulzamiento
4
Selección de tecnologías
Enfoque tradicional

• Selección
• de gas ácido en gas de entrada

5
Selección de tecnologías
Enfoque tradicional

• Selección
• de gas ácido en gas de entrada
• de gas ácido en gas tratado
• Presión parcial de gas ácido en gas de
  entrada/tratado
• Permite descartar ciertos procesos.
• Selección definitiva?

6
Selección de tecnologías

• Enfoque propuesto
• Incorporar criterios adicionales
• Integración con unidades ubicadas aguas arriba /
  aguas abajo
• Método de disposición del gas ácido
• Ubicación, costo de la energía, escala
• Otras restricciones del proyecto
• Realizar una comparación económica entre
  alternativas pre-seleccionadas según los
  criterios mencionados.
• La selección óptima puede ser diferente a la que
  surge de un primer análisis.

7
Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas arriba Compresión

• Endulzamiento generalmente 1er etapa de
  procesamiento
• Tecnologías se benefician a mayores presiones de
  trabajo
• Excepción unidades de aminas (P gt 40 bar, CO2 gt
  10, bajo H2S)

Endulzamiento
Endulzamiento
Dónde comprimir ?
8
Selección de tecnologías

• Unidades ubicadas aguas abajo Especificaciones
• de CO2 a alcanzar
• Deshidratación / ajuste de punto de rocío de HC
  ? especificación gas de venta
• Recuperación de líquidos (turboexpansión)
  ? especificación gas de venta / contenido
  de CO2 en la corriente de C2 / solidificación CO2
• Generación
• ? admite de CO2 mucho mayores

9
Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas abajo
?
GAS ÁCIDO
Endulzamiento
Deshidratación
Ajuste de punto rocío de HC
GAS DE ENTRADA
GAS TRATADO
Proceso Proceso Proceso Gas tratado Gas ácido residual
Aminas     Saturado en agua Saturado en agua
Carbonato de potasio Carbonato de potasio Carbonato de potasio Saturado en agua Saturado en agua
Solventes físicos Solventes físicos Solventes físicos Deshidratado (varía según regeneración)
Solventes mixtos  Solventes mixtos  Solventes mixtos  Cercano a saturación Saturado en agua
MembranasPre-tratamiento MembranasPre-tratamiento Calentamiento Deshidratado Sub-saturado
MembranasPre-tratamiento MembranasPre-tratamiento Refrigeración (mecánica, JT) Deshidratado Sub-saturado
MembranasPre-tratamiento MembranasPre-tratamiento Adsorción (TSA) Seco Seco
Adsorción física  Adsorción física  Adsorción física  Seco (varía en la regeneración)
No regenerable (batch) No regenerable (batch) No regenerable (batch) Saturado en agua (en solución acuosa)
Sino incluir costo adicional de
deshidratación al comparar alternativas en
igualdad de condiciones
10
Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas abajo
?
GAS ÁCIDO
Endulzamiento
Deshidratación
Ajuste de punto rocío de HC
GAS DE ENTRADA
GAS TRATADO

• Posibilidad de integrar procesos
• Solventes físicos
• Membranas con pre-tratamiento por adsorción (TSA)
• Membranas con pre-tratamiento por refrigeración
  mecánica o JT

11
Selección de tecnologías

• Venteo
• Legislación ambiental local (especialmente H2S)
• Quema
• PCI gt 150 BTU/SCF, si no agregar gas combustible
• Utilización como gas combustible
• Típicamente gas permeado de 1er etapa membranas
  (verificar PCI requerido)
• Re-inyección
• cero emisiones de CO2 gran incremento en costo

Disposición de gas ácido
12
Selección de tecnologías
Disposición de gas ácido Inyección

• Membranas
• Más caudal y menos densidad por pérdida de HC ?
  mayor potencia (aún obteniendo permeado a mayor
  presión)

Membranas 1 etapa
Gas ácido de aminas
Membranas 2 etapas
13
Selección de tecnologías
Costo de la energía

• Comparación
• Gas a alta presión, 15 CO2, 5 MMSCMD
• Costos operativos en 15 años, valorizando
  pérdidas de HC gas de venta

14
Selección de tecnologías
Costo de la energía Gas ácido como gas
combustible

• Políticas ambientales no siempre lo permiten
• Se debe contar con importante consumidor de gas
  combustible

Comparación cambia sensiblemente re-utilizando
100 del gas ácido como combustible
15
Selección de tecnologías
Economía de escala
CAPEX A x Q
CAPEX A x Q0.6
16
Selección de tecnologías

• Otros factores
• Otros contaminantes (H2S, etc.)
• Ubicación de las instalaciones necesidad de
  supervisión
• Política ambiental, legislación vigente
• Preferencias de la empresa de producción

17
Flexibilidad para Ampliaciones

• Ampliaciones para mayor remoción de CO2
• Cambios en remoción de CO2 mayor concentración
  (pronósticos), gas dulce disponible para blending
• Aplicación al caso venezolano reducción
  escalonada en la especificación de CO2
• Qué tecnologías permitirán cumplir estos
  objetivos?
• Flexibilidad ante cambios en remoción

18
Flexibilidad para Ampliaciones

• Aminas
• El tamaño de la unidad depende de la cantidad
  absoluta de CO2 removido
• Poca flexibilidad para ampliaciones

• Membranas
• Naturaleza modular fácil agregar área
• Para un determinado caudal, el tamaño de la
  unidad depende de la reducción porcentual de CO2
  de forma aproximadamente lineal
• Buena flexibilidad para expansiones pero
  incremento en las pérdidas de HC

19
Flexibilidad para Ampliaciones

• Sistemas híbridos
• Membranas seguido de Aminas
• Permiten aprovechar las ventajas intrínsecas de
  cada proceso
• Confiabilidad operativa de Aminas y facilidad
  para alcanzar bajas espec de CO2
• Flexibilidad frente a expansiones de las
  Membranas y ventajas para remoción bulk
• Reutilización del permeado de membranas como gas
  combustible (ej. para regeneración de aminas)

20
Flexibilidad para Ampliaciones

• Sistemas híbridos, una opción
• Escalonamiento de inversiones en 2 etapas 1era
  etapa aminas, 2da etapa membranas
• Aspecto clave

• Concentración óptima
• Cumplir especificaciones antes de agregar
  membranas

Aminas
?? CO2
2 CO2
Membranas
Aminas

• Alternativa realizar 1ero la instalación de las
  membranas. Menor CAPEX durante la 1era etapa
  puede aventajar las pérdidas de HC

21
Caso de Estudio

• Bases del estudio
• Seleccionar la tecnología de endulzamiento para
• Caudal de gas gt 3 MMSCMD
• 15 de CO2 de entrada
• 2 de CO2 de salida
• Pentrada 40 barg
• Pentrega 80 barg

Compresión requerida
22
Caso de Estudio

• Consideraciones adicionales
• Capex y Opex a 15 años
• Costo de gas natural 2 UD / MMBTU
• Pérdidas de hidrocarburo valorizadas como gas de
  venta
• Reinyección de gas ácido

23
Caso de Estudio

• Alternativas preseleccionadas
• Endulzamiento en AP o BP?
• 8 alternativas preseleccionadas

24
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
25
Caso de Estudio
Comparación de alternativas - Composición CAPEX
26
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
27
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
28
Caso de Estudio

• Utilización del permeado como gas combustible
• El permeado excedía la demanda de gas combustible
• No se consideró ninguna utilización del permeado
  como gas combustible generaba un incremento
  notable de emisiones de CO2
• El siguiente gráfico considera
• Re-utilización total del permeado como gas
  combustible (para membranas)
• No se re-inyecta el gas ácido (para aminas)

IGUALDAD DE CONDICIONES
29
Caso de Estudio
Re-utilización total del permeado
30
Conclusiones

• Las conclusiones y las lecciones aprendidas
• Preseleccionar alternativas posibles
• Considerar la interacción con otras unidades de
  tratamiento
• Seleccionar primero la tecnología, luego
  optimizarla
• Agilizar el proceso de selección
• Consultor con experiencia en endulzamiento para
  agilizar el proceso

31
Gracias! Preguntas?