Estudio Del Comportamiento de La Planta de Extracción de LGN Santa Bárbara Al Eliminar El Co2 Del Gas de Alimentación

Revista de la Facultad de Ingeniería de la U.C.V., Vol. 17, N° 1, pp. 97 - 103, 2002

ESTUDIO DEL COMPORTAMIENTO DE LA PLANTA DE EXTRACCIÓN DE LGN SANTA BÁRBARA AL ELIMINAR EL CO2 DEL GAS DE ALIMENTACIÓN TOMAS ZAMBRANO, RAFAEL DÍAZ, JOSEFINA TRUJILLO DE HERRERA Y SAMIR MARZUKA Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería Química, Los Chaguaramos, PO Box: 48146, Caracas 1041 A, Venezuela Recibido: Mayo de 2001

Recibido en forma final revisado: Mayo de 2002 RESUMEN

El alto valor comercial que han alcanzado los liquidos del gas natural en el mercado, sumado a las necesidades de la Industria Petroquimica Venezolana, se ha convertido en un incentivo para tratar de optimizar los procesos asociados a la extraccion de liquidos del gas natural. La entrada en operación del Proyecto de Etano en el Complejo Criogenico de Oriente, tiene como objetivo recobrar ese componente de la corriente de gas natural, y satisfacer los requerimientos de la industria petroquimica nacional. Esta planta fue diseñada para tener la flexibilidad de operar bajo rechazo o recobro de etano. El diseño de la planta establece que para el modo de operación de recuperación de etano, el recobro de este componente será de 56%, y se ha determinado que se debe incrementar este recobro a por lo menos 70% para cumplir con el volumen de etano comprometido. Este aumento del recobro de etano requiere eliminar el CO 2 de la alimentación a la planta de manera de evitar su solidificación dadas las bajas temperaturas que se deberán lograr en el proceso. Tomando en cuenta que la nueva planta de endulzamiento debe entrar en operación antes de operar la Planta de Extracción Santa Bárbara bajo recobro de etano, se estudió el comportamiento de la planta de extracción bajo el modo de rechazo de etano cuando se elimina el CO 2 de la alimentación. La operación de eliminar el CO2 de la alimentación a la planta de extracción cuando ésta opere bajo el modo de rechazo de etano, traerá como consecuencia un aumento de la producción de LGN de 5.6% y una consecuente disminución del volumen de gas residual de 0.6%. Esta pequeña disminución del volumen de gas residual se verá compensada con un aumento de su poder calorífico ya que éste no contendrá dióxido de carbono. Palabras claves: Criogénico, gas, compresión, extracción y tecnologías. ABSTRACT The high commercial value that natural gas liquids have acquired in the market and the requirements of the Venezuelan petrochemical industry have become an incentive for trying to optimize the processes associated to the extraction of natural gas liquids. The aim of the Ethane Project at the Venezuelan Eastern Cryogenic Complex is to recover this component of the natural gas stream and to meet the demands of the national petrochemical industry. The plant was designed in order to be flexible, in the sense that it can operate either for ethane rejection or recovery purposes. The design characteristics of the plant make possible a 56% recovery of this component, when it works for recovery purposes, but it has been determined that there is a necessity to increase this recovery to at least 70%, in order to obtain the ethane volume demanded by the market. The increase of the ethane recovery volume requires the elimination of the CO2 contained in the plant feed, avoiding this way the solidification of this component, which is a result of the low temperatures that have to be reached in the process. Since the new sweeting plant must start operating before the Santa Bárbara extraction plant (the latter, for ethane recovery purposes), a study has been carried out about the behavior of this plant when it operates for rejection purposes and when the CO2 of the feed stream has been eliminated. Eliminating the CO2 from the extraction plant feed when this one operates to reject the ethane will result in a 5.6% increase of the NGL production and, therefore, in a 0.6% decrease of the residual gas volume. This slight decrease of the residual gas volume will be offset by an increase of its calorific power, since it will not contain carbon dioxide. Keywords: Cryogenic, gas, compression, extraction and technologies. 97

INTRODUCCIÓN Un proyecto de suministro de etano a PEQUIVEN ha originado la necesidad de incrementar el recobro de etano establecido según diseño en la Planta de Extracción de LGN de Santa Bárbara. Esta planta fue diseñada para tener la flexibilidad de operar bajo rechazo o recobro de etano, y hasta la actualidad solo ha operado bajo rechazo de etano. El diseño de la planta establece que para el modo de operación de recuperación de etano, el recobro de este componente será de 56%, y se ha determinado que se debe incrementar este recobro a por lo menos 70% para cumplir con el volumen de etano comprometido con PEQUIVEN. Este aumento del recobro de etano requiere eliminar el CO2 de la alimentación a la planta de manera de evitar su solidificación dadas las bajas temperaturas que se deberán lograr en el proceso. Tomando en cuenta que la nueva planta de endulzamiento debe entrar en operación antes de operar la Planta de Extracción Santa Bárbara bajo recobro de etano, se estudió el comportamiento de la planta de extracción bajo el modo de rechazo de etano cuando se elimina el CO2 de la alimentación. La planta de Extracción de LGN Santa Bárbara fue diseñada para procesar 400 MMPCND por cada uno de sus dos (2) trenes de proceso y lograr un recobro de propano de 97% cuando se opere bajo el modo de rechazo de etano, y un recobro de 56% de etano cuando pase a operar bajo el modo de recobro de etano. En las bases de diseño está contemplado que el CO M PRESO R G A S R E S ID U A L

gas procesado contenga 3.08 galones de propano e hidrocarburos más pesados por cada mil pie cúbicos de gas, y que tenga un contenido de CO2 de 4.81% molar. Actualmente la planta opera con ciertas diferencias en cuanto a las variables mencionadas anteriormente, principalmente porque se está procesando un flujo de gas de 430 MMPCND por cada tren, el gas procesado es menos rico en líquidos que lo establecido en el diseño, y el contenido de CO2 en el gas procesado oscila entre 5 y 6%. En la planta se pueden encontrar distintas secciones o subsistemas: una sección de acondicionamiento del gas, donde se elimina el contenido de agua utilizando la deshidratación con glicol y los tamices moleculares; la sección de enfriamiento y generación de líquidos, para lo cual se emplea un sistema de refrigeración con propano que se complementa con enfriamiento por expansión en válvulas Joule-Thomson y en un tirboexpansor; un sistema de calentamiento con aceite para proveer calor a las dos columnas de la planta (un rehervidor para cada columna); la sección de recobro de líquidos, donde se recupera parte del etano y todo el contenido de pesados; la sección de desetanización, donde se coloca el LGN en especificación separándolo del gas residual; y por último la sección de compresión, donde se lleva hasta la presión de salida el gas residual que será enviado a la red de distribución para su venta como gas combustible. En la figura No.1 se muestra el esquema de la planta.

C A J A F R ÍA D 2 .1 1 .0 3 0 8

GAS A VENTAS

VÁLVULA J .T

EXPANSO R

COLUMNA DE RECO BRO DE LG N

D 2 .1 1 .0 3 0 3

COLUM NA DEM ET.

D E S H ID R A T A C IÓ N

GAS DE ENTRADA

VÁLVULA J .T

D 2 .1 1 .0 3 0 1

REHERV. COLUM NA RECO BRO

REHERV. COLUMNA DEM ET.

R E H E R V ID O R LATERAL

LG N A JO SE

Figura No.1. Esquema de la Planta de Extracción de LGN Santa Bárbara.

98

METODOLOGÍA 1.

2.

3.

Realizar la simulación de un tren de proceso de la planta de extracción con el simulador PRO II /PROVISION y validar el modelo de simulación con las condiciones de diseño de la planta. Estudiar el efecto de eliminar el CO2 del gas de alimentación manteniendo el volumen de gas procesado en un tren y considerando las mismas condiciones de diseño. Se estudian los cambios en los procesos de expansión, sistema de refrigeración y de calentamiento, sistema de compresión de gas residual y flujos de productos de la planta. Para realizar este estudio se mantiene fijo el recobro de propano y la calidad del producto (relación C 2/C3 en el LGN). Levantar la información en campo referente a las condiciones de operación, y realizar el mismo análisis de manera de verificar si las diferencias entre la operación actual y las condiciones de diseño no afectan el comportamiento de alguna variable en estudio cuando se elimina el CO2 del gas de alimentación.

Los productos de la planta de extracción de líquidos son la corriente de LGN que es enviada a fraccionamiento y el gas residual que es enviado a la red de transmisión y distribución para ser vendido como gas combustible. En la tabla No.1 se pueden apreciar los cambios en flujo de estos productos como efecto de eliminar el CO2 de la alimentación. La producción de LGN aumenta porque al eliminar el CO2 y completar el volumen de alimentación con gas “limpio”, se está incrementando la cantidad de los componentes hidrocarburos a la entrada de la planta, y la cantidad extra de propano y más pesados que se está alimentando, es recuperada como un volumen adicional de líquidos que se suma a la producción original. Debido a que el volumen de gas alimentado a la planta será el mismo con y sin presencia de CO2, esta producción adicional de líquidos implica una disminución en el flujo de gas residual. Como el gas residual es comercializado en unidades de energía y no de volumen, esta disminución del flujo de gas residual no afecta los ingresos por ventas, porque al no haber contenido de CO2 en el mismo, su poder calorífico aumenta.

RESULTADOS Al realizar el estudio considerando las condiciones de diseño y luego considerando las condiciones actuales de operación, se observó que el comportamiento de la planta al eliminar el CO2 de la alimentación era el mismo; es decir que las tendencias de las variables en estudio a aumentar o disminuir su valor, se mantenían independientemente del mayor flujo de gas procesado actualmente y de la menor calidad del gas que está entrando a la planta. Por esta razón, solo se reportarán los resultados del estudio considerando las condiciones actuales de operación, ya que estos valores reflejan de mejor manera el comportamiento real de la planta cuando se elimine el CO2 de la alimentación.

La corriente de gas residual debe ser llevada hasta la presión requerida para su distribución y venta. Este trabajo es realizado por dos máquinas compresoras que operan en paralelo. En la tabla No.2 se muestra la variación en los requerimientos de potencia totales de los compresores de gas residual. Se observa una disminución en los requerimientos de potencia del sistema de compresión de gas residual, porque al eliminar el CO2 que originalmente forma parte del gas que es comprimido, el volumen de gas que deben manejar los compresores es menor, lo que permite predecir que el sistema de compresión trabajará de forma más holgada

Tabla No.1. Cambios en los flujos de productos de la planta.

LGN (Barriles/día) GAS RESIDUAL (MMpcnd)

CON CO2 27991 373.8

SIN CO2 29562 371.7

% VARIACIÓN 5.6 -0.6

Tabla No.2. Requerimientos de potencia en los compresores de gas residual.

POTENCIA (HP)

CON CO2 18283

SIN CO2 17955

% VARIACIÓN -1.8

99

En cuanto a los cambios producidos en el sistema de refrigeración, se determinó la variación de la energía que se debe retirar en cada uno de los tres enfriadores del sistema. En el enfriador de entrada a la planta y en el de la sección de generación de líquidos se mantuvo constante la temperatura de salida del gas procesado para determinar la variación en la energía que se necesita retirar para lograr el enfriamiento. En cuanto al condensador de la Columna Demetanizadora, el parámetro que se mantiene constante es el recobro y la calidad del producto en la columna, ya que estas variables dependen de la energía que se retire en el condensador de tope. La variación en los requerimientos energéticos de los tres enfriadores en MMBtu/Hr se muestran en la tabla No.3. En el enfriador de entrada gas caliente/propano se observa que se requiere retirar un poco más de energía para lograr una misma temperatura de salida. En este enfriador se disminuye la temperatura del gas de entrada pero no se llega al punto de condensación. Como el volumen de gas procesado en la planta será el mismo pero no contendrá CO2, se tiene que la masa de gas procesado disminuirá aunque en forma casi inapreciable debido a la pequeña disminución que experimentará su densidad. Por otra parte se tiene que la capacidad calórica del gas aumentará como efecto de eliminar el CO2, y al ser este cambio más fuerte que la pequeña disminución en masa, el resultado es un incremento en la energía requerida en ese enfriador. En el enfriador de alta presión, cuyo objetivo es condensar los hidrocarburos más pesados del gas, se necesita una menor cantidad de energía a retirar para lograr la temperatura de salida especificada para el fluido. Tomando en cuenta que el orden de magnitud de la energía de condensación es mayor que el de la energía empleada para enfriar, se tiene que el término determinante en la energía total requerida es el del calor latente; existe un efecto de disminución en el calor de condensación del gas cuando se elimina el CO2, factor que si se suma al hecho de la pequeña disminución en la masa de gas procesado, el resultado es una menor energía necesaria a retirar en este enfriador para lograr la especificación de temperatura de salida. Por último, en el condensador de tope de la Columna Demetanizadora, se observa un incremento apreciable de la energía necesaria a retirar para lograr el mismo recobro y calidad de producto en la columna en cuestión. Esta energía extra demandada por este enfriador, es producto de una tendencia al 100

calentamiento en las dos columna de la planta. Este comportamiento se puede explicar si se analizan los perfiles de temperatura de las dos columnas los cuales se muestran en las figuras No.2 y No.3. Como se puede observar en la figura Nº 2, la temperatura en las etapas de la parte superior de la columna prácticamente no presenta variación al eliminar el CO2, ya que originalmente el contenido de este componente en esas etapas es baja. En las etapas correspondientes a la parte inferior de la columna normalmente el porcentaje de CO2 es alto (8 ó 9% molar), ya que casi todo el metano que es el principal constituyente del gas, ha salido por el tope. Por esta razón, al eliminar el CO2, el cambio que se va a presentar en la temperatura de la parte inferior de la torre es apreciable. Se puede notar una tendencia al calentamiento en las etapas inferiores de la columna, como consecuencia del aumento en la temperatura de saturación del gas al eliminar el CO2 a una presión de operación fija de la columna. En la Columna Demetanizadora se presenta un comportamiento similar al de la Columna de Recobro. Debido a que prácticamente no hay presencia de CO 2 en las etapas inferiores de esta columna, el hecho de eliminar este componente de la alimentación no produce cambios significativos en esta sección de la torre. En cambio en las etapas superiores de la columna, donde hay un gran contenido de CO 2, sí se presenta un cambio apreciable en el perfil de temperatura. Se puede notar una tendencia al calentamiento en esta sección de la torre, como consecuencia del aumento en la temperatura de saturación del gas al eliminar el CO2, dada una presión fija de operación en la columna. Debido a que la alimentación a la Columna Demetanizadora estaría más caliente, y en esta misma columna existirá una tendencia al calentamiento, el condensador de tope va a tener una demanda adicional y significativa de energía a retirar para lograr el mismo recobro de propano y calidad del producto. Con esto se explica el aumento en los requerimientos energéticos del sistema de refrigeración al eliminar el CO2. En la figura No.3 se puede observar el perfil de temperatura de la Columna Demetanizadora. Analizando ahora los cambios producidos en la energía requerida en los dos rehervidores que conforman el sistema de calentamiento, se tiene que no habrá gran variación en los requerimientos globales cuando se elimine el CO2. En la tabla No.4 se muestran los requerimientos en el sistema de calentamiento en MMBtu/Hr

Tabla No.3. Requerimientos energéticos del sistema de refrigeración.

ENFRIADOR GAS CALIENTE/PROPANO (D2.11.0301) ENFRIADOR DE ALTA PRESIÓN (D2.11.0303) CONDENSADOR DE LA COLUMNA DEMETANIZADORA (D2.110308) ENERGÍA TOTAL REQUERIDA

CON CO2 0.84

SIN CO2 0.86

% VARIACIÓN 2.4

34.23

33.37

-2.5

19.24

22.74

18.2

54.31

56.97

4.9

Tabla No.4. Requerimientos energéticos del sistema de calentamiento.

REHERVIDOR DE LA COLUMNA DE RECOBRO (D2.11.0307) REHERVIDOR DE LA COLUMNA DEMETANIZADORA (D2.11.0309) ENERGÍA TOTAL REQUERIDA

En el rehervidor de la Columna de Recobro se necesita suministrar una mayor cantidad de energía al eliminar el CO2 para lograr la especificación de su producto de fondo que es la relación molar C1/C2 = 0.12. Al eliminar el CO2 de la alimentación a la planta y mantener el mismo flujo volumétrico completando con gas limpio, el contenido de cada hidrocarburo en el gas aumenta, y lo hacen en mayor medida según mayor era su contenido original en el gas. De aquí que el metano sea el componente que más incrementa su fracción molar en el gas al eliminar el CO2 y luego le sigue el etano, el propano y así sucesivamente. Como el contenido de metano en la Columna de Recobro aumenta tanto en el fondo como en el tope, y en mayor proporción que el etano, el rehervidor debe suministrar mayor energía para enviar a la fase vapor el metano extra en el fondo y mantener la relación C1/C2. Por su parte en el rehervidor de la Columna Demetanizadora se observa un menor requerimiento de energía suministrada, de manera de contrarestar la tendencia al calentamiento en la columna que se explicó anteriormente. Por último se estudiaron los cambios en los procesos de expansión, los cuales se realizan a las tres alimentaciones de la Columna de Recobro antes de ser introducidas, para determinar cómo el hecho de eliminar el CO2 pudiera afectar un problema de arrastre de líquidos por el tope de la columna que

CON CO2 6.35

SIN CO2 8.41

% VARIACIÓN 32.44

50.36

47.95

-4.8

56.71

56.36

-1

siempre ha existido. Los resultados se muestran en la tabla No.5. A la salida del expansor disminuye la fracción condensada de gas, porque esta corriente es rica en componentes livianos (principalmente metano y un poco de etano y dióxido de carbono), y al eliminar el CO2 la mezcla se hace más volátil y hay menor grado de condensación. En la válvula J.T colocada a la salida de la Caja Fría se presenta un comportamiento similar pero en este caso es una mezcla líquida que se vaporiza parcialmente en la expansión; esta mezcla líquida es rica en componentes livianos condensados a temperaturas criogénicas, y al eliminar el CO2 que es más pesado que ellos, la mezcla tiende a vaporizarse más. En la válvula J.T. colocada a la salida del separador D8.11.0320 ocurre el efecto contrario; esta mezcla líquida de hidrocarburos es rica en componentes pesados, y al eliminar el CO2 que es más volátil que ellos, la corriente tiende a vaporizarse menos. Este cambio es pequeño porque esta corriente con alto contenido de propano y más pesados, contiene muy poco CO2. Si se toma en forma global, la fracción de vapor total alimentada a la Columna de Recobro cuando se elimina el CO2 es mayor, y dado que el problema de arrastre de líquidos se atribuye a la gran acumulación de vapores en el tope de esta columna en un área insuficiente, se presume que este problema pudiera agravarse

101

presentar variaciones en las distintas secciones de la planta debido principalmente al cambio en las propiedades físico-químicas del gas producto de eliminar el CO2. Mientras el sistema de refrigeración demandará energía extra (existe capacidad para suplirla), el sistema de compresión de gas residual y el sistema de calentamiento con aceite, trabajarán de forma más holgada. Por último se debe mencionar que el problema de arrastre de líquidos en la Columna de Recobro podría agravarse.

CONCLUSIONES La operación de eliminar el CO2 de la alimentación a la Planta de Extracción Santa Bárbara, cuando esté operando bajo rechazo de etano, va a traer como consecuencia un aumento en la producción de LGN C3+ de 5.6%, lo que se traduce en un gran beneficio económico dado el alto valor de los combustibles líquidos en el mercado internacional. Adicionalmente se van a

Tabla No.5. Cambios en los procesos de expansión.

EXPANSOR (FRACCIÓN CONDENSADA) VÁLVULA J.T. A LA SALIDA DE LA CAJA FRÍA (FRACCIÓN VAPORIZADA) VÁLVULA J.T. A LA SALIDA DEL SEPARADOR D8.11.0320 (FRACCIÓN VAPORIZADA)

CON CO2 0.15

SIN CO2 0.13

% VARIACIÓN -13.3

0.29

0.33

13.8

0.45

0.44

-2.2

150

100

TEMPERATURA (°F)

CON CO2

SIN CO2

50

0 0

2

4

6

8

10

-50

-100

-150

NÚM ERO DE ETAPAS Figura No.2. Perfil de temperatura de la Columna de Recobro.

102

12

14

250

200

TEMPERATURA (°F)

CON CO2

SIN CO2

150

100

50

0 0

5

10

15

20

25

30

NÚMERO DE ETAPAS

Figura No.3. Perfil de temperatura de la Columna Demetanizadora.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS CAMPBELL J. M. 1994. Gas Condition and Processing. Campbell Petroleum Series, 2, 63, 194, 281-283. CIED PDVSA. 1998. Plantas de Extracción de Líquidos del Gas Natural; Cap. de introducción, p.25. CORPOVEN. 1.993. Manual de Operaciones Planta de Extracción Santa Bárbara;; Cap.2, pp.2-4. CORPOVEN. 1995a. Venezuela Gas Natural. pp. 14-24. CORPOVEN. 1995b. Evaluación Económica de Proyectos. pp. 15-35, 64-77. GERENCIA DE INGENIERÍA OPERACIONAL, PDVSA GAS. 1.998. Transferencia proyecto: Endulzamiento de gas fase II; p.8. DEEMER G.R. 1996. Modularization Reduces Cost and Unexpected Delays; Hydrocarbon Processing; 143-144

DESAI, M. 1981. Preliminary cost estimating of process plants. Chemical Engineering, 39, pp. 65. ENGINEERING DATA BOOK. 1987. Gas Processors Suppliers Association; Vol 1; Cap 2, p 3; Cap 6, p. 2-3; Cap 7, p. 3,7,8 y 14; Cap 9, p. 1 y 2; Cap 10, p. 9; Cap 13, p. 2-3, 29, 30, Cap 14, p. 2; Vol 2; Cap 19, p. 2-6, 9, 10, 12, 13, 16; Cap 24, p. 2-4 MACKENZIE, D. & S. DONNELLE. 1985. Mixed Refrigerants Proven Efficient in Natural Gas Liquids Recovery Process, Oil & Gas Journal, 42; 7-11. ULRICH G. D. Procesos de Ingeniería Química. Editorial Interamericana; p. 329. YAWS C. L. & H. C. YANG. 1989. To Estimate Vapor Presure Easly”; Hydrocarbon Processing; 6567.

103