1 TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre...

1

TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO

UNA MIRADA MÁS AMPLIA

2das Jornadas Técnicas sobre

Acondicionamiento del Gas Natural

El Calafate, 30 de septiembre al 3 de octubre de 2008

Autores

Ing. Marco Bergel

Ing. Ignacio Tierno

2

Tecnologías de endulzamiento

Situación en la región: CO2 principal contaminante

Amplia variedad de procesos disponibles

Introducción

3

Clasificación de tecnologías de endulzamiento

Introducción

Mecanismo de remoción de CO2

Tipo de proceso Tecnología Nombre comercial

AminasMEA, DEA, MDEA, DIPA,

DGA, Solventes formulados

Carbonato de potasioBenfield, Catacarb,

Giammarco-Vetrocoke, etc.

No regenerativo, continuo (arreglo usual: lead/lag)

Hidróxido de sodio -

Absorción física Regenerativo continuo Solventes físicosSelexol, Rectisol, Purisol,

Fluor Solvent, IFPexol, etc.

Absorción físico-química Regenerativo continuo Solventes físico-químicosSulfinol, Ucarsol LE 701, 702

& 703, Flexsorb PS, etc.

Adsorción físicaRegenerativo continuo

(secuencia de adsorción/desorción)

Tamices molecularesZ5A (Zeochem), LNG-3

(UOP), etc.

Permeación Continuo MembranasSeparex, Cynara, Z-top,

Medal, etc.

Regenerativo continuo

Absorción química

4

Selección de tecnologías

Enfoque tradicional

Selección:

% de gas ácido en gas de entrada

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

LECHOS SÓLIDOS YSECUESTRANTES

AMINASPRIMARIAS Y

SECUNDARIAS

AMINASTERCIARIAS

CARBONATO DEPOTASIO

SOLVENTESFÍSICOS

MEMBRANAS

Co

nte

nid

o d

e G

as Á

cid

o, C

O2+

H2S

Vo

l%

5


Enfoque tradicional

100% 100%

10% 10%

1% 1%

1000 ppm 1000 ppm

100 ppm 100 ppm1 ppm 10 ppm 100 ppm 1000 ppm 1% 10%

Concentración de Gas Ácido en Producto

Co

nce

ntr

ació

n d

e G

as Á

cid

o e

n A

limen

taci

ón

Guía para selección de procesos de endulzamiento de gas

Procesos batch, Tamices moleculares

Aminas, Tamices moleculares, Procesos batch

Membranas

Solventes físicos, Solventes mixtos, Aminas

Membranas seguidas por Aminas

Membranas,Solventes físicos

Solventes físicos,Carbonato de potasio

Solventes físicos, Solventes mixtos, Aminas Aminas, Solventes mixtos, Solventes

físicos, Carbonato de potasio

Aminas, Solventes mixtos

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


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


Unidades ubicadas aguas arriba – Compresión

Endulzamiento: generalmente 1er etapa de procesamiento

Tecnologías: se benefician a mayores presiones de trabajo

Excepción: unidades de aminas (P > 40 bar, CO2 > 10%, bajo H2S)

Endulzamiento

Endulzamiento

¿ Dónde comprimir ?

8


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


Unidades ubicadas aguas abajo

Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC

?

GAS DE ENTRADA

GAS TRATADO

GAS ÁCIDO

Proceso Gas tratado Gas ácido residual

Aminas Saturado en agua Saturado en agua

Carbonato de potasio Saturado en agua Saturado en agua

Solventes físicos Deshidratado (varía según regeneración)

Solventes mixtos Cercano a saturación Saturado en agua

Membranas;Pre-tratamiento:

Calentamiento Deshidratado Sub-saturado

Refrigeración (mecánica, JT) Deshidratado Sub-saturado

Adsorción (TSA) Seco Seco

Adsorción física Seco (varía en la regeneración)

No regenerable (batch) Saturado en agua (en solución acuosa)

Sino: incluir costo adicional de deshidratación al comparar alternativas en igualdad de condiciones

10


Unidades ubicadas aguas abajo

Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC

?

GAS DE ENTRADA

GAS TRATADO

GAS ÁCIDO

Posibilidad de integrar procesos:

• Solventes físicos

• Membranas con pre-tratamiento por adsorción (TSA)

• Membranas con pre-tratamiento por refrigeración mecánica o JT

11


Venteo

Legislación ambiental local (especialmente H2S)

Quema

PCI > 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

120

130

140

150

160

170

180

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

% de HC en gas ácido

Pre

sió

n d

e i

ny

ec

ció

n (

ba

r)

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

1,75

2,00

De

ns

ida

d /

Po

ten

cia

de

In

ye

cc

ión

Presión de Inyección Potencia de Inyección (relativo a HC = 0%)Densidad (relativo a HC = 0%)


Disposición de gas ácido – Inyección

Membranas:

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

Gas ácido de aminas

Membranas 2 etapas

Membranas 1 etapa

13


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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5

PRECIO DEL GAS [ U$D / MMBTU ]

CO

ST

O T

OT

AL

(V

AN

) [

MM

U$D

]

VAN UNIDAD DE AMINAS VAN UNIDAD DE MEMBRANAS

VAN UNIDAD DE MEMBRANAS DE 2 ETAPAS VAN SISTEMA HÍBRIDO

14


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

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0,5 1,5 2,5 3,5 4,5 5,5PRECIO DEL GAS [ U$D / MMBTU ]

CO

ST

O T

OT

AL

(V

AN

) [

MM

U$D

]

VAN UNIDAD DE AMINAS VAN UNIDAD DE MEMBRANASVAN UNIDAD DE MEMBRANAS - PERMEADO COMO GC VAN UNIDAD DE MEMBRANAS DE 2 ETAPASVAN SISTEMA HÍBRIDO - PERMEADO COMO CG VAN SISTEMA HÍBRIDO

15


Economía de escala

0

10

20

30

40

50

60

0,25 0,75 1,25 1,75 2,25

CAUDAL [MMSCMD]

CA

PE

X [

MM

US

D]

Aminas Membranas

CAPEX ~ A x Q

CAPEX ~ A x Q0.6

16


Otros factores

Otros contaminantes (H2S, etc.)

Ubicación de las instalaciones; necesidad de supervisión

Política ambiental, legislación vigente

Preferencias de la empresa de producción

17

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

Contaminante Unidades Venezuela

Actual: 8.5

2009: 6.5

2011: 4

2013: 2

CO2 % mol

Flexibilidad para Ampliaciones

18

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

Aminas

El “tamaño” de la unidad depende de la cantidad absoluta de CO2 removido

Poca flexibilidad para ampliaciones


19

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

Sistemas híbridos, una opción

Escalonamiento de inversiones en 2 etapas: 1era etapa aminas, 2da etapa membranas

Aspecto clave:

Aminas

• Concentración “óptima”

• Cumplir especificaciones antes de agregar membranas

Membranas Aminas

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

??% CO2 2% CO2


21

Bases del estudio

Seleccionar la tecnología de endulzamiento para:

• Caudal de gas > 3 MMSCMD

• 15% de CO2 de entrada

• 2% de CO2 de salida

• Pentrada = 40 barg

• Pentrega = 80 barg

Caso de Estudio

Compresión requerida

22

Consideraciones adicionales

• Capex y Opex a 15 años

• Costo de gas natural = 2 U$D / MMBTU

• Pérdidas de hidrocarburo valorizadas como gas de venta

• Reinyección de gas ácido

Caso de Estudio

23

Alternativas preseleccionadas

Endulzamiento en AP o BP?

• 8 alternativas preseleccionadas

Caso de Estudio

Aminas Aminas AP Aminas BP

Membranas 1 etapa Membranas 1 et. AP Membranas 1 et. BP

Membranas 2 etapas Membranas 2 et. AP Membranas 2 et. BP

Híbrido (membr. 1 et. + aminas) Híbrido AP Híbrido BP

CondicionesProceso

Alta presión Baja presión

24

Comparación de alternativas

Caso de Estudio

Valor Actual Neto - Casos de Tratamiento

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

160%

170%

180%

190%

AminasAP

Membranas1 et.AP

Membranas2 et.AP

HíbridoAP

AminasBP

Membranas1 et.BP

Membranas2 et.BP

HíbridoBP

CAPEX OPEX Pérdida HC

Caso Base: Aminas AP

25

Comparación de alternativas - Composición CAPEX

Caso de Estudio

Composición de CAPEX - Casos de Tratamiento

0

20

40

60

80

100

120

AminasAP

Membranas 1 et.AP

Membranas 2 et.AP

HíbridoAP

AminasBP

Membranas 1 et.BP

Membranas 2 et.BP

HíbridoBP

Compresión BP a AP Unidad de aminas Membranas Pre-tratamiento membranas

Compresión de reciclo Compresión gas ácido Deshidratación (TEG)

Caso Base: Aminas AP

26


Caso de Estudio

Pérdidas de hidrocarburos

0

5

10

15

20

25

AminasAP

Membranas1 et.AP

Membranas2 et.AP

HíbridoAP

AminasBP

Membranas1 et.BP

Membranas2 et.BP

HíbridoBP

% d

el p

od

er c

alo

rífi

co d

el g

as d

e en

trad

a

27


Caso de Estudio

Permeado como gas combustible (GC)

0

5

10

15

20

25

Membranas 1 et.AP

P ermeado como GC

HíbridoAP

P ermeado como GC

Membranas 1 et.BP

P ermeado como GC

HíbridoBP

P ermeado como GC

% p

od

er c

alo

rífi

co d

el g

as d

e en

trad

a

Permeado producido Permeado consumido Permeado en exceso

28

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

Caso de Estudio

29

Re-utilización total del permeado

Caso de Estudio

Valor Actual Neto - Casos de Tratamiento

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

Membranas 1 et.AP

Permeado como GC

AminasBP

Membranas 1 et.BP

Permeado como GC

CAPEX OPEX

30

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

Conclusiones

31

¡Gracias!

¿Preguntas?

1 TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre...

Documents

Transcript of 1 TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre...