proyecto final de ingenieria

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES
INGENIERÍA PETROLERA
MAESTRIA EN INGENIERÍA PETROLERA

PROYECTO FINAL
REMOCIÓN DEL DIOXIDO DE CARBONO DEL GAS NATURAL
INTEGRANTES: RAUL GONZALO BALDIVIA FARFAN
FLORENCIA CHUGAR LAGUNA
JENS ALVARO DE LA FUENTE CALLE
ALIZON TRINY HUALLPARA LLILLY
LIZETH NIDIA JUSTINIANO ALVAREZ
LUIS FERNANDO QUIROZ IBAÑEZ
DOCENTE: ING. DANIEL ALVAREZ GANTIERMODULO: PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

MAYO – 2013
INDICE GENERAL

1. INTRODUCCIÓN 1
2. OBJETIVO 1
3. GASES ÁCIDOS PRESENTES EN UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL 2
3.1. CONCENTRACIONES DEL GAS ÁCIDO EN EL GAS NATURAL 2
3.2. NIVELES DE PURIFICACIÓN 2
4. PROCESOS DE ABSORCIÓN DEL SOLVENTE 3
4.1. AMINAS 3
4.1.1. QUÍMICA BÁSICA DE LA AMINA 5
4.1.2. MONOETANOLAMINA 6
4.1.3. DIGLICOLAMINA 84.1.5. METILDIETANOLAMINA 11
4.1.6. AMINAS ESTÉRICAMENTE IMPEDÍDAS. 11
4.1.7. AMINAS MIXTAS. 12
4.1.8. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO 12
4.1.9. REGENERACIÓN DE LA AMINA 13
4.1.10. TAREAS DE OPERACIÓN 14
5. SIMULACIÓN DEL PROCESO DE REMOCION DEL CO2 CON EL SIMULADOR ASPEN HYSYS 14
5.1. PROCEDIMIENTO PARA LA SIMULACIÓN 15
5.1.1. CALCULO DEL CAUDAL DE DEA 16
5.1.2. SIMULACION DEL ABSORBEDOR 165.1.3. SIMULACION DEL PROCESO DE REGENERACIÓN DE LA DIETANOLAMINA 21
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 27
6.1. CONCLUSIONES 27
6.2. RECOMENDACIONES 27
7. BIBLIOGRAFIA 27

INDICE DE FIGURAS
Figura 1: Estructuras moleculares de las aminas comúnmente usadas 5
Figura 2: Diagrama de Flujo para el tratamiento con la amina MEA. 15
Figura 3: Selección de componentes 20
Figura 4: Selección delPaquete de fluido 21
Figura 5: Diagrama del Absorbedor 22
Figura 6. Condiciones de entrada de gas acido 23
Figura 7: Diseño de la Torre Absorbedora 24
Figura 8: VLV – 100 Valvula de paso para el incremento de presión. 26
Figura 9: V – 100 Separador Flash. 26
Figura 10: E -101 Intercambiador de calor amina/amina. 27
Figura 11: Diseño de la Torre Regeneradora 28
Figura 12: T- 101 Torreregeneradora de DEA. 29
Figura 13: V – 101 Separador Flash de DEA regenerada. 31
Figura 14: E - 102 bomba , E – 100 enfriador de DEA regenerada. 31


INDICE DE TABLAS
Tabla 1: Especificaciones básicas del GSA y ENARSA 3
Tabla 2: Comparación de solventes químicos y físicos 4
Tabla 3: Parámetros representativos de operación para sistemas de aminas 8
Tabla 4: Equilibrio de solubilidad de losdiferentes ácidos 12
Tabla 5: Promedio de calores de reacción de los gases ácidos en las soluciones de aminas 14
Tabla 6: Composición y condiciones de entrada de gas acido 18
Tabla 7: Condiciones de operación de la DEA 19
Tabla 8: Composición de salida de la Torre Absorbedora 24
Tabla 9: Composición de salida DEA 25
Tabla 10: Composición de salida DEA después deltanque flash 26
Tabla 11: Temperatura de entrada y salida de DEA después del intercambiador de calor 27
Tabla 12: Composiciones de salida de la Torre Regeneradora 29
Tabla 13: Requerimientos de intercambio de calor estimado 30
Tabla 14: Presiones y temperaturas de las corrientes de DEA regenerada. 30






REMOCIÓN DEL DIOXIDO DE CARBONO DEL GAS NATURAL
1.INTRODUCCIÓN
El tratamiento del gas involucra la reducción de los “gases ácidos” dióxido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (H2S), junto con otras especies sulfurosas, a niveles suficientemente bajos para alcanzar especificaciones contractuales o permitir el procesamiento adicional en la planta sin problemas de corrosión y obstrucción
Este trabajo describe el desarrollo de una simulaciónestacionaria para un proceso de endulzamiento de gas natural con aminas y, en particular, se realiza la absorción de dióxido de carbono ya que se trabaja con gas natural del campo Sábalo, el cual no posee compuestos sulfurados en cantidades apreciables para ser removidos. El endulzamiento es llevado a cabo en un sistema compuesto fundamentalmente por una torre absorbedora y una torre regeneradora.
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