seleccion de tecnologias para plantas de gas.pdf

8/13/2019 SELECCION DE TECNOLOGIAS PARA PLANTAS DE GAS.pdf

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SELECCIN DE TECNOLOGIASPARA PLANTAS DE GAS

NOVIEMBRE 2010NOVIEMBRE 2010


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1. OBJETIVOS DE LA PRESENTACIONESTABLECER LA IMPORTANCIA DE LA ADECUADA SELECCION

DE TECNOLOGIAS PARA UNA PLANTA DE GAS NATURAL:

IDENTIFICAR TECNOLOGAS APLICABLES PARA EL PROYECTO

EVALUAR Y VALORIZAR CADA UNA DE LAS TECNOLOGAS

ESTUDIAR Y RECOMENDAR LA COMBINACIN E INTEGRACIN

DE TECNOLOGAS PARA CONFIGURAR LA PLANTA DE GAS

ESTABLECER EL MONTO DE LA INVERSIN Y SUS COSTOS DE

OPERACIN Y CONFIGURAR EL MODELO ECONMICO


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2. DATOS BASICOS

SITUACION ACTUAL, INSTALACIONESEXISTENTES

REQUERIMIENTOS DEPROYECTO

OBJETIVOS DE LAPLANTA

C APACIDAD DE LAPLANTA

C ALIDAD DE LAM ATERIAPRIMA

PRODUCTOS YC ALIDAD DESEADAS


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3. OJETIVOS DE LA PLANTA DE GAS

COMPRIMIR Y EXPORTAR GAS

REINYECTAR PARA MANTENER PRESION ENRESERVORIO

REINYECTAR Y MEJORAR RECUPERACION DECRUDO

RECUPERAR PRODUCTOS VALIOSOS COMO C2,C3 Y C4.

USARLO COMO GAS COMBUSTIBLE


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4. BASES DEL ESTUDIO

MODOS DE OPERACIN Y ALTERNATIVAS DEPROCESOPREMISAS DE EVALUACIN.

ALTERNATIVAS DE PROCESO A EVALUAR.

EFICIENCIA ENERGTICA

RECOBRO DE LQUIDOS

EVALUACIN ECONMICA:CAPEX, OPEX, TIR, VPN, RELACIN B/C


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5. INSTALACIONES EXISTENTES

CRUDOAGUA

MEZCLAGAS

POZOSPRODUCTORES

LINEASDE

FLUJO

ESTABILIZADORDE FLUJO

TREN 1 DE SEPARACION

TREN 2 DE SEPARACION

TANQUECRUDO

TANQUE DE AGUA

A CUSIANA

A CUSIANA

UNIDAD DEMEDICION

POZOS I NYECTORESDE GAS

TEAS

TREN 1 DE GAS

TREN 2 DE GAS

TREN 3 DE GAS


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5. INSTALACIONES EXISTENTES

GT GT

MP. COMPRESSOR HP. COMPRESSORGAS INJECTION

WELLS

PROCESS GASSEPARATOR

MP COMPRESSORSUCTION DRUM

HP COMPRESSORSUCTION DRUM

SLUG CATCHERSEPARATION VESSELS

TO SLUG CATCHERLIQUID STORAGE PIPES

GLYCOL

CONTACTOR

LEANGLYCOL

GAS DEHYDRATION TRAIN 3GAS DEHYDRATION TRAIN 2

TRAIN 2

TRAIN 3

TRAIN 2

TRAIN 3PROCESS

GAS


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6. CALIDAD DE LA MATERA PRIMA Field 1 2 3 4

N2 1.05 0.28 0.78 2.51

CO2 3.63 6.25 10.53 7.43

C1 72.83 79.6 77.38 61.15

C2 10.74 7.95 8.23 15.01

C3 7.56 3.81 2.58 10.12

Other 4.16 2.11 0.5 3.78

Mol. Weight 22.84 21.00 21.18 25.07

H2S (ppmV) 2 20 50 20H20 (kg/mmscm) 48 16 16 48

Cricondenbar (bara) 108.5 94.2 74.1 99.5

At temp ( oC) 4.2 -14.71 -37.27 4.7


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7. CALIDAD DE LOS PRODUCTOS

METRIC ENGLISHMAXIMUM HIGH HEATING VALUE (MAX. HHV) 42.8 MJ/M 3 1150 BTU/MINIMUM HIGH HEATING VALUE (MIN. HHV) 35.4 MJ/M 3 950 BTU/F

HIDROCARBON DEW POINT 7.2 C 45 FH2S CONTENT MAX. 6 MG/M 3 0.25 GRAIN/10

SULPHUR CONTENT MAX. 23 MG/M 3 1.0 GRAIN/10CO 2 CONTENT MAX (VOL %) 2% 2%N2 CONTENT MAX (VOL %) 3 3

INERTS CONTENT MAX (VOL %) 5% 5%O2 CONTENT MAX (VOL %) 0.1% 0.1%

WATER CONTENT MAX 97 MG/M 3 6.0 POUNDS/MDUST & SUSPENDED MATERIAL 1.6 MG/M 0.7 GRAIN/10

GAS DE VENTAS

PRESIN DE VAPOR @ 100 F: 208 PSIG MX.TEMPERATURA @ 95% EVAPORACIN: 36 F MX. @ P AtmosfricaCONTENIDO DE C2: 6 % VOL. LQ. MX.CONTENIDO DE C5 + : 2 % VOL. LQ. MX.CONTENIDO DE AGUA: NINGUNO.

LGN:RVP< 12.3 psia.

GLP


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8. REQUERIMIENTOS DEL PROCESO REMOCION DEL CONTENIDO DE AGUA

REMOCION DE CO2

REMOCION DE MERCURIO

REMOCION H2S

EVITAR LA FORMACION DE HIDRATOS

USO POTENCIAL DE GAS ACIDO

POTENCIAL DE PRODUCCION DE ETANO

POTENCIAL DE PRODUCCION DE LPG POTENCIAL DE PRODUCCION DE NAFTA

NATURAL


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9. UNIDADES DE PROCESOUnidad de Endulzamiento (para remover CO2)

Unidad de Secado (para remover el agua de saturacin del gas)Unidad de Control del Punto de Roco (para eliminar hidrocarburos

pesados y ajustar el poder calorfico del gas).

Unidad de Compresin de Gas cido

Unidad de Compresin de Gas de VentaUnidad de Medicin de Gas de Venta

Unidad de Estabilizacin de Condensados (separacin de LPG y LGN)

Sistema de Almacenamiento y Despacho de GLP / LGN

Servicios (aire, electricidad, gas combustible, agua desmineralizada,agua potable, agua industrial, nitrgeno, aceite calefactor o vapor,

sistemas de tea, etc.)

Sistemas de control y seguridad.


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9. UNIDADES DE PROCESO

Sistemas Dependientesde la Tecnologa de

Endulzamiento

Sistemas Dependientes de la Tecnologade Control del Punto de Roco

SistemasIndependientes de la

TecnologaSeleccionada

- Unidad deCompresin de Gascido

- Servicios (aire,electricidad, gascombustible, aguadesmineralizada,agua potable, aguaindustrial, nitrgeno,aceite calefactor ovapor, sistemas detea, etc.).

- Unidad de Compresin de Gas deVenta

- Unidad de Estabilizacin deCondensados (separacin de LPG yLGN)

- Sistema de Almacenamiento /Despacho de GLP / LGN

- Servicios (aire, electricidad, gascombustible, agua desmineralizada,

agua potable, agua industrial,nitrgeno, aceite calefactor o vapor,sistemas de tea, etc.)

- Unidad deMedicin de Gasde Venta

- Sistemas decontrol yseguridad.


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Definition:

Natural gas hydrates are crystal line compounds formed by water withnatural gases and associated liquids at high pressures and lowtemperatures.

Solid ice-like crystals composed of cages of hydrogen bonded water molecules surrounding/trapping smal l guest gas molecules such asmethane, ethane, propane

10. What are Hydrates?


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Operating conditions within the gray region, no

hydrates will form.Operating conditions (either steady state ortransient) in the red region, hydrate formation ispossible. And more likely the further into the redregion

The figure also shows the hydrate formationcurve for 10, Operating conditions within thegray region, no hydrates will form.

Operating conditions (either steady state ortransient) in the red region, hydrate formation ispossible. And more likely the further into the redregion

The figure also shows the hydrate formationcurve for 10, 20 and 30% methanol inhibition. Ahydrate model can also be used to predict thesecurves.

Injection of methanol lowers the temperature atwhich the hydrate form.

and 30% methanol inhibition. A hydrate modelcan also be used to predict these curves.

Injection of methanol lowers the temperature atwhich the hydrate form.


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The figure belo w overlays a stead y statetemperature/pressure profile for a flowline

on t op o f the hydrate fo rmatio n envelo pefo r the prod uced fluid s. The s haded areashows the hydrate format ion reg ion for 0,10, 20, and 30% methanol.

The f luids enter the f lowl ine at 80F (27C)and approximately 1750 psia (121 bar),outside of the hydrate formation region.

As the fl uid travels through the flowline thetemperature drops and by mile 10 thepotential for hydrate formation exists.

By mile 30 it requires 23% methanol toinhibit hydrate formation.

This an By mile 45 the f lowl ine is reaching shal lower, warmer water and thefluid begins to warm-up.

Between mile 45 and 50 Joule-Thomson expansion of the f lu ids resul ts in atemperature drop. alysis allows one to determine if the flowline will remain out of the hydrate formation region during steady state conditions. It also indicates whatlevel of methanol would be required to prevent hydrates. However, this analysis isstrictly for steady state conditions. For hydrates, the transient analysis provides themore stringent design criteria


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10. Effects of Water Compositionon Hydrate Formation

Sal ts inhibit hydrate format ion in thesame manner that sal t depresses thefreezing point of pure water. c.f.salting winter roads.

A produced water analysis wi ll allow aless conservative estimate of thehydrate formation conditions.Standard hydrate predic tion modelscan predict the effect of salts.

The effect of NaCl on the hydrate formation curve of pure methane.


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10. Hydrate Formation in FlowlinesHydrate format ion in a product ion system can

result in serious, and sometimes fatal,accidents. Hydrate safety problems are causedby three characteristics:

Hydrates have densi ties l ike ice. A dis lodgedhydrate plug can be a projecti le with speeds upto sonic velocity. With these velocities anddensities there is sufficient momentum tocause two types of failure at a pipelineconstriction (valve or orifice) or at a sharp

change in direction (bend, elbow, or tee).

Hydrates can form either single or multiple plugs.There is no method to predict which will occur. Highdifferential pressures can be trapped between plugs,even when the discharge end of the plugs aredepressurised.


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10. Hydrate Formation in FlowlinesHydrates contain as much as 180 volumes (STP) of gas per volume

of hydrate. When the plugs are dissociated by heating, anyconfinement causes rapid gas pressure increases which can lead topipeline ruptures


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11. Gas Dehydration

Inhibitor Min. Temp oC Remarks

Methanol Minus 95

Possibly to minus 106

Can be regenerated and recovered fromliquid hydrocarbons. Significant vapour

losses above minus 25 oC

Ethylene Glycol (MEG) Minus 40

Can be regenerated. Lower vapour lossesand less solubility in liquid hydrocarbonsthan methanol. Significant vapour loss

above minus 1oC

Diethylene Glycol (DEG) Minus 10

Use only in warmer, low pressure systems

where glycol losses are high or whereglycol dehydration is used in conjunctionwith glycol injection

Comparison of Inhibitors for Hydrate Suppression


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11. GAS DEHYDRATION

Comparison of Glycols for Dehydration

Glycol Advantages DisadvantagesDEG(Diethylene-glycol)

Cheap Larger carry-over lossLess dewpoint depressionRegeneration to highconcentrations is more difficult

TEG(Triethylene-glycol)

Used in almost 100% of glycol dehydration systems

TREG(Tetraethylene-glycol)

Lower carry-over loss due tolower vapour pressureCan be used on gases whosetemperature exceeds about 50 oC

More expensive


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11. DEHYDRATION TECHNOLOGIES COMPARISON

Example Applications

Glycol Absorption(A) Forties Bravo(B) Gyda(C) Frigg (Elf)(D) Magnus(E) Bruce

Glycol Injection(A) Cleeton

Silica Gel(A) Dimlington Terminal(B) Q8 Terminal Netherlands

Molecular Sieve(A) Ula(B) Miller

(C) Wytch Farm

Membrane(A) Easington Test Rig

Glycol Absorption

Ib/MMscf P ppm

2ppm 2ppm 2ppm

10ppm

20ppm

1ppm

7ppm

GlycolInjection IFPEXOL

MethanolInjection Silica Gel

Molecular Sieve Membranes

StrippingGas

ColdFinger

E50.25

100.50

150.75

201.00

251.25

301.50

00

D

C

A B B

C

A

A A

Drizo

Actual Outlet Gas Specif ication Calibration is 1lb /MMscf = 20ppmv


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23

LC

LC

LC

GasProcessing

Surge Drum

Reboiler

Separator

Filters Glycol/GlycolExchangers

FlashDrumInjection

Pumps

Lean Glycol

Water Vapour

GasOutlet

WetGas In

To HydrocarbonRecovery

G a s

P r o c e s s

i n g

R e g e n e r a

t i o n

11. ETHYLENE GLYCOL INJECTIONSYSTEM


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24

Glycol PumpTrim Cooler

Wet Gas

Stripping Gas

Reboiler

Surge Tank

Rich TEG

StillColumn

Fluegas

Cooler (Air/Water)

Ventlow HC/BTX

Water

Lean TEG

PC

LC

LC

FlashDrum

Glycol/GlycolExchangers

Filters

Dry Gas

GlycolContactor

Coldfinger Drizo

Water Vapour (+ some HC, BTX)

To StillColumn

Drizo (aromatic, naphtenic, paraffin mixture)

LC

11. TEG Dehydration/Regeneration


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25

11. Gas Dehydration

Heat

Exchanger

RegenerationGas

Air Cooler

Molecular Sieves

ZincOxideBed

K.O.Drum

From PreviousStage

Filter

Dry Gas toSeparation

SourWater 100-260 oC

32 oC

Sieve1

Sieve3

Sieve2


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2626

12. TECNOLOGAS PARA ENDULZAMIENTO

Existen varas tecnologas para elendulzamiento de gas con CO2 (sinH2S), a saber:

Absorcin FsicaPermeado de Gas

Absorcin Qumica.

Para el caso de Cupiagua se tiene:Pparcial CO2in:

PpCO2 = 1200 * 0.06 = 72PpCO2 = 1200 * 0.12 = 144

Pparcial CO2out:PpCO2 = 1200 * 0.02 = 24


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2727

12. TECNOLOGAS PARA ENDULZAMIENTOMembranas


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2828


Requieren Gas por encima del puntode roco (pretratamiento intensivo).

Operan mejor a mayor presin y

mayor concentracin de CO2 Se descomponen por solventes

aromticos, temperatura ehidrocarburos lquidos.

Ocasionan prdida de gas de venta.

Se reemplaza cada 3 5 aos.


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2929


No requiere operacin atendida.

Construccin modular

Menor Inversin y menor costo

de operacin / inversin.

Disponibilidad 100%

Menor tamao que amina.

A mayor presin de operacinmenor requerimiento demembranas.


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3030


AMINA + SOLVENTE FSICO ALTA EFICIENCIA REMOCIN DE CO2 A CUALQUIER PRESIN.

SIN PRDIDAS GAS, MINIMO HIDROCARBURO EN GAS CIDO < 1%.

PROBLEMAS DE DISPONIBILIDAD, POR MANTENIMIENTO MAYOR SEPIERDE EL 100% DE LA CAPACIDAD DE TRATAMIENTO.

MAYOR TAMAO Y CONSUMO DE SERVICIOS

PROBLEMAS DE CORROSIN EN EQUIPOS Y DEGRADACIN AMINA.

SATURA EL GAS CON AGUA.


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Amina + Solvente Fsico


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3232

13. TECNOLOGAS PARA CONTROL DEPUNTO DE ROCO

Existen varas tecnologas para el control del punto de roco de gas condiferentes principios de operacin, a saber:

Joule Thompson Absorcin FsicaTwister Refrigeracin

Mecnica.Por Expansin IsentrpicaPor Expansin Isoentalpica

Para el caso de Cupiagua se seleccionaron 4 procesos comerciales:Joule ThompsonTwister Turbo-Expander (Ortloff: proceso SCORE) Absorcin Mejorada OrtLoff


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3333

Cricondenbar- maximumpressure at which liquid mayexist

Cricondentherm - maximumtemperature at which liquidand vapour may co-exist inequilibrium

Retrograde Region - thatarea inside the phaseenvelope where condensateof liquid occurs by loweringpressure or increasingtemperature

Quality Fractions - thoselines showing constant gasvolume weight percent whichintersect at the critical point

14. Gas Dew Point Control


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34

14. Pressure / Temperature Paths

Product Gas DewPoint Curve

Typical ReservoirFluid PhaseEnvelope

Adiabatic Process(Joule Thompson)

IsentropicProcess

Hydrocarbon Dew PointSpecification Line Adiabatic

Process

Water SpecificationLine

P r e s s u r e ,

B a r a

PossibleRefrigerationPaths

Temperature, C0-50 50

200

70

Joule Thompson &Expander Paths

For a given initial pressure and temperature condition the isentropic

path gives a greater temperaturedecrease for a given pressure

change. It also shows that the JouleThompson process requires morechilling upstream to arrive at thesame point on the dew point curve.

Alternatively, starting at the sametemperature the JT valve processwill reach a lower pressure on thedewpoint curve and will require

more gas compression.


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35

External Refrigeration System

The feed is cooled by external refrigeration before passing into the dewpoint separator where the heavier fractions drop out for NGL recovery leaving a low dewpoint gas.

Feed Gas

ExternalRefrigerant

Gas to Recompression

CondensateCoolant fromRefrigerationPlant

15. External Refrigeration


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36

MechanicalRefrigeration System

RefrigerantCompressor

Condenser

Refrig. SurgeDrum

Process GasSupply

Process GasReturn

Selection of the refrigerant is generally based upon temperature requirements, availability, economicsand previous experience. Previously used refrigerants, HCFCs (Hydro-chloro-fluro-carbons) and CFCs(Chloro-fluro-carbons)have been replaced with non-ozone depleting HFCs (Hydro- fluro -carbons)refrigerants such KLEA (ICI product). These new products have a lower chilling capacity than earlier

products and therefore larger cooling equipment is required. Other refrigerants which may be used areammonia and propane/butane.

The refrigeration cycle can be broken down into fourdistinct steps;

Expansion

Evaporation

Compression

Condensation

Expansion

15. Mechanical Refrigeration


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37

15. Joule Thompson Valve

Joule Thomson

Joule Thomson Valve

Feed Gas

Condensate

The feed is first cooled and then expansion is achieved by pressure let-down through a Joule-Thomson valve. The liquid is taken off in the dewpoint KO drum.

CondensateKO Drum


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38

15. Turbo Expansion

Turbo Expander

Feed Gas

Gas to Recompression

Condensate

Condensate

The feed is expanded through a wheel, where the gas cools. The liquid is separated and the gasis recompressed by a second wheel using the power generated from the original expansion.


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3939

16. TECNOLOGAS PARA CONTROL DELPUNTO DE ROCIO

JOULE THOMPSON Construccin modular.

Mnimo requerimiento de rea.

Sin elementos rotativos.

Operacin no atendida.

Puesta en marcha instantnea.

Larga vida til

Mnimos requerimientos en piezas

de repuesto.

No requiere licencia.

Es un proceso sencillo y confiable

Mximo turn- down.

Costos de inversin y operacin

ms bajos que otras alternativas.

Recobro limitado de C3 y C4s,

comparado con otras tecnologas

Perdida de capacidad y

desempeo por menor presin de

operacin.


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4040


TWISTER

Construccin modular. Mnimo requerimiento de rea. Sin elementos rotativos.

Operacin no atendida. Puesta en marcha ins tantnea. Larga vida til. Mnimos requerimientos en piezas de repuesto.

Requiere licencia. Depende de la velocidad (P&Q) Turn- Down Asociado al nmero de tubos Alto caudal de Metano y Etano en Slip Gas lo cual

aumenta necesidades estabilizacin en la deetanizadora


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TURBOEXPANDER (ORTLOFF, PROCESO SCORE) Disponibilidad garantizada a travs de un by-pass con Joule Thompson

mejorado por refrigeracin. Recobro en este modo: 40% C3

Es un proceso confiable instalado en ms de 70 plantas

Mximo recobro de LPG y NGL

En caso de salida de servicio de torre deetanizadora cumplira con el punto

de roco pero no se podr producir LPG y NGL.

Requiere licencia.

Requiere mantenimiento de equipos rotativos, del sistema de refrigeracin.

Puede operar a operaciones moderadas.


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19. CONFIGURACION ESQUEMAGLOBAL DE PROCESO

MODOS DE OPERACIN:

Con reinyeccin de CO2 al campo (Amina Membrana en 2 etapas)

Sin reinyeccin de CO2 al campo (membrana en 1 etapa o amina a

tea cida)

ALTERNATIVAS DE PROCESO:

Con o sin reinyeccin de CO2

A 600 2000 psigCon endulzamiento antes de control de punto de roco

Con control de punto de roco antes de endulzamiento


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4343

20. ALTERNATIVAS DE PROCESO AEVALUAR

Joule Thompson a 2000# y endulzamiento con membrana en una etapa.Joule Thompson a 2000# y endulzamiento con membrana en dos etapas.Twister a 2000# y endulzamiento con amina a 600#Twister a 2000# y endulzamiento con membrana en una etapa.

Twister a 2000# y endulzamiento con membrana en dos etapas.Ortloff a 600# y endulzamiento con amina.Ortloff a 600# y endulzamiento membrana en una etapa.Ortloff a 600# y endulzamiento membrana en dos etapas.Enhanced Absorption a 600# y endulzamiento con amina.Enhanced Absorption a 600# y endulzamiento membrana en una etapa.Enhanced Absorption a 600# y endulzamiento membrana en dos etapas.


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4444

20. ALTERNATIVAS DE PROCESO A EVALUAR

JOULE THOMPSON A 2000# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN UNA ETAPA.


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4545


JOULE THOMPSON A 2000# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN DOS ETAPAS.


46/62

4646


TWISTER A 2000# Y ENDULZAMIENTO CON AMINA A 600#.


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4747


TWISTER A 2000# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN UNA ETAPA.


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4848


TWISTER A 2000# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN DOS ETAPAS.


49/62

4949


ORTLOFF Y ENDULZAMIENTO CON AMINA A 600#


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5050


ORTLOFF A 600# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN UNA ETAPA.


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5151


ORTLOFF A 600# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN DOS ETAPAS.


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ENHANCED ABSORPTION Y ENDULZAMIENTO CON AMINA A 600#


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ENHANCED ABSORPTION A 600# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN UNA ETAPA.


54/62

5454


ENHANCED ABSORPTION A 600# Y ENDULZAMIENTO CON MEMBRANA EN DOS ETAPAS.


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21. PREMISAS DE EVALUACIN

UBICACIN PTIMA DE UNIDADES:

Se analizan aquellas alternativas que impliquen el uso de latecnologa de Endulzamiento o de Control del Punto de Roco en supunto ptimo de operacin / costo.

EFICIENCIA ENERGTICA / EMISIONES

La seleccin del proceso tendr en cuenta la eficiencia energtica delmismo. As, para dos alternativas que empleen las mismastecnologas de Endulzamiento y Control del Punto de Roco a

diferente presin o en diferente configuracin, se selecciona aquellaque resulte ms eficiente en consumo energtico acompaado demenor cantidad de emisiones.


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5656

22. EFICIENCIA ENERGETICA

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

I n y e c

c i n A c t u

O r t l o

f f + A m i

n a 1 2

O r t l o

f f + M e m b r a

n a 1

E A + A m i n

a 1 2

E A + M e

m b r a n a

1

J T + A m i n

a 1 2

J T + M e

m b r a n a

1

O r t l o

f f + A m i n a

6

O r t l o f f +

M e m b r

a n a

E A + A m

i n a 6

E A + M e

m b r a n

a 1

T w i s t

e r + A m

i n a 6

T w i s t

e r + M e m b r

a n a 1

J T + A m

i n a 6

J T + M

e m b r a n a

1

Inyeccin Actual

Con Reinyeccin A Fuel Gas

MMbtu/h


57/62

5757

22. EFICIENCIA ENERGETICA

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

I n y e c c i

n A c t u

O r t l o

f f + A m i n a

1 2

O r t l o

f f + M e m b

r a n a 1

E A + A m

i n a 1 2

E A + M e

m b r a n

a 1 2

J T + A m

i n a 1 2

J T + M e

m b r a n

a 1 2

O r t l o

f f + A m i

n a 6

O r t l o

f f + M e m b

r a n a

E A + A m

i n a 6

E A + M e m b

r a n a 1

T w i s t

e r + A

m i n a

6

T w i s t

e r + M e m b

r a n a 1

J T + A m

i n a 6

J T + M

e m b r a n

a 1

Inyeccin Actual


FG MMSCFD


58/62

5858

23. EMISIONES

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

40.00

I n y e c c i

n A c t u

O r t l o

f f + A m i n a

1 2

O r t l o

f f + M e m b

r a n a 1

E A + A m

i n a 1 2

E A + M e

m b r a n

a 1 2

J T + A m

i n a 1 2

J T + M e

m b r a n

a 1 2

O r t l o

f f + A m i

n a 6

O r t l o

f f + M e m b

r a n a

E A + A m

i n a 6

E A + M e m b

r a n a 1

T w i s t

e r + A

m i n a

6

T w i s t

e r + M e m

b r a n a

1

J T + A m

i n a 6

J T + M

e m b r a n

a 1

Inyeccin Actual


CO2 %


59/62

5959

23. EMISIONES

0.00

500.00

1000.00

1500.00

2000.00

2500.00

3000.00

3500.00

4000.00

I n y e c c i

n A c t u

O r t l o

f f + A m i n a

1 2

O r t l o

f f + M e m b

r a n a 1

E A + A m

i n a 1 2

E A + M e

m b r a n

a 1 2

J T + A m

i n a 1 2

J T + M e

m b r a n

a 1 2

O r t l o

f f + A m i

n a 6

O r t l o

f f + M e m

b r a n a

E A + A m

i n a 6

E A + M e m b

r a n a 1

T w i s t

e r + A

m i n a

6

T w i s t

e r + M e m

b r a n a

1

J T + A m

i n a 6

J T + M

e m b r a n

a 1

Inyeccin Actual


CO2 (ton/d)


60/62

6060

24. RECUPERACION DE LIQUIDOS

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Barriles/da

LPG NGL LPG + NGL

Recuperacin de Lquidos

Ortloff Enhanced AbsortionTwister Joule Thompson


61/62

6161

25. CARGA

200

220

240

260

280

Ortloff Enhanced Absortion Twister Joule Thompson

Carga (MMSCFD)

CARGA MMSCFD (Amina)

CARGA MMSCFD (Membrana)


62/62

26. EVALUACION ECONOMICA

CAPEXOPEX

TIRVPNRELACIN B/C

seleccion de tecnologias para plantas de gas.pdf

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