Transcript TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO 2das Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento del Gas Natural Autores

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
1
Introducción
Tecnologías de endulzamiento
 Situación en la región: CO2 principal contaminante
 Amplia variedad de procesos disponibles
2
Introducción
Clasificación de tecnologías de endulzamiento
Mecanismo de
remoción de CO2
Tipo de proceso
Tecnología
Nombre comercial
Aminas
MEA, DEA, MDEA, DIPA,
DGA, Solventes formulados
Carbonato de potasio
Benfield, Catacarb,
Giammarco-Vetrocoke, etc.
No regenerativo, continuo
(arreglo usual: lead/lag)
Hidróxido de sodio
-
Absorción física
Regenerativo continuo
Solventes físicos
Selexol, Rectisol, Purisol,
Fluor Solvent, IFPexol, etc.
Absorción físico-química
Regenerativo continuo
Solventes físico-químicos
Sulfinol, Ucarsol LE 701, 702
& 703, Flexsorb PS, etc.
Adsorción física
Regenerativo continuo
(secuencia de
adsorción/desorción)
Tamices moleculares
Z5A (Zeochem), LNG-3
(UOP), etc.
Permeación
Continuo
Membranas
Separex, Cynara, Z-top,
Medal, etc.
Regenerativo continuo
Absorción química
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Selección de tecnologías
Enfoque tradicional
Selección:
100
 % de gas ácido en
gas de entrada
Contenido de Gas Ácido, CO2+H2S Vol%
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
LECHOS SÓLIDOS Y
SECUESTRANTES
AM INAS
PRIM ARIAS Y
SECUNDARIAS
AM INAS
TERCIARIAS
CARBONATO DE
POTASIO
SOLVENTES
FÍSICOS
M EM BRANAS
4
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?
5
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
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de un primer análisis.
Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas arriba – Compresión
Endulzamiento
 Endulzamiento:
generalmente 1er etapa
de procesamiento
 Tecnologías: se
benefician a mayores
presiones de trabajo
Endulzamiento
 Excepción: unidades de
aminas (P > 40 bar,
CO2 > 10%, bajo H2S)
¿ Dónde comprimir ?
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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
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Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas abajo
GAS
ÁCIDO
?
GAS DE
ENTRADA
Endulzamiento
Proceso
Deshidratación
Ajuste de punto
rocío de HC
Gas tratado
Gas ácido residual
Aminas
Saturado en agua
Saturado en agua
Carbonato de potasio
Saturado en agua
Solventes físicos
Deshidratado
Solventes mixtos
Cercano a saturación
Saturado en agua
(varía según
regeneración)
Saturado en agua
Deshidratado
Sub-saturado
Deshidratado
Sub-saturado
Seco
Seco
Seco
(varía en la
regeneración)
Saturado en agua
(en solución acuosa)
Calentamiento
Refrigeración (mecánica,
Membranas;
Pre-tratamiento: JT)
Adsorción (TSA)
Adsorción física
No regenerable (batch)
GAS
TRATADO
Sino: incluir costo
adicional de
deshidratación al
comparar
alternativas en
igualdad de
condiciones
9
Selección de tecnologías
Unidades ubicadas aguas abajo
?
GAS DE
ENTRADA
Endulzamiento
GAS
ÁCIDO
Deshidratación
Ajuste de punto
rocío de HC
GAS
TRATADO
Posibilidad de integrar procesos:
• Solventes físicos
• Membranas con pre-tratamiento por adsorción (TSA)
• Membranas con pre-tratamiento por refrigeración
10
mecánica o JT
Selección de tecnologías
Disposición de gas ácido
 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
11
Selección de tecnologías
180
2,00
170
1,75
160
1,50
150
1,25
140
1,00
130
0,75
Gas ácido
de aminas
Membranas
2 etapas
Membranas
1 etapa
120
Membranas:
Densidad / Potencia de Inyección
Presión de inyección (bar)
Disposición de gas ácido – Inyección
0,50
0
5
10
15
Presión de Inyección
Densidad (relativo a HC = 0%)
20
25
30
35
40
45
 Más caudal y
menos densidad
por pérdida de
HC → mayor
potencia (aún
obteniendo
permeado a
mayor presión)
% de HC en gas ácido
Potencia de Inyección (relativo a HC = 0%)
12
Selección de tecnologías
Costo de la energía
Comparación:
 Gas a alta
presión,
15% CO2,
5 MMSCMD
160
COSTO TOTAL (VAN) [ MM U$D ]
140
120
100
80
60
40
20
0
0,5
1,5
2,5
3,5
4,5
PRECIO DEL GAS [ U$D / MMBTU ]
VAN UNIDAD DE AMINAS
VAN UNIDAD DE MEMBRANAS DE 2 ETAPAS
VAN UNIDAD DE MEMBRANAS
VAN SISTEMA HÍBRIDO
5,5
 Costos
operativos
en 15 años,
valorizando
pérdidas de
HC = gas de
venta
13
Selección de tecnologías
Costo de la energía – Gas ácido como gas combustible
 Políticas
ambientales
no siempre
lo permiten
160
COSTO TOTAL (VAN) [ MM U$D ]
140
120
100
80
60
40
20
0
0,5
1,5
2,5
3,5
4,5
PRECIO DEL GAS [ U$D / MMBTU ]
VAN UNIDAD DE AMINAS
VAN UNIDAD DE MEMBRANAS - PERMEADO COMO GC
VAN SISTEMA HÍBRIDO - PERMEADO COMO CG
VAN UNIDAD DE MEMBRANAS
VAN UNIDAD DE MEMBRANAS DE 2 ETAPAS
VAN SISTEMA HÍBRIDO
5,5
 Se debe
contar con
importante
consumidor
de gas
combustible
Comparación: cambia sensiblemente re-utilizando 100%
14
del gas ácido como combustible
Selección de tecnologías
Economía de escala
60
CAPEX ~ A x Q
CAPEX [MMUSD]
50
40
CAPEX ~ A x Q0.6
30
20
10
0
0,25
0,75
1,25
Aminas
1,75
2,25
CAUDAL [MMSCMD]
Membranas
15
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
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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
Contaminante
Unidades
Venezuela
Actual: 8.5
CO2
% mol
2009: 6.5
2011: 4
2013: 2
 Qué tecnologías permitirán cumplir estos objetivos?
• Flexibilidad ante cambios en remoción
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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
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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)
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Flexibilidad para Ampliaciones
Sistemas híbridos, una opción
 Escalonamiento de inversiones en 2 etapas: 1era
etapa aminas, 2da etapa membranas
 Aspecto clave:
Aminas
• Concentración
“óptima”
• Cumplir
??% CO2
2% CO2
especificaciones
Membranas
Aminas
antes de agregar
membranas
 Alternativa: realizar 1ero la instalación de las
membranas. Menor CAPEX durante la 1era
20
etapa puede aventajar las pérdidas de HC
Caso de Estudio
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
Compresión
requerida
21
Caso de Estudio
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
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Caso de Estudio
Alternativas preseleccionadas
 Endulzamiento en AP o BP?
• 8 alternativas preseleccionadas
Condiciones
Proceso
Aminas
Alta presión
Baja presión
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
23
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
Valor Actual Neto - Casos de Tratamiento
190%
180%
170%
Caso Base: Aminas AP
160%
150%
140%
130%
120%
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Aminas
AP
Membranas Membranas
1 et.
2 et.
AP
AP
CAPEX
Híbrido
AP
Aminas
BP
OPEX
Membranas Membranas
1 et.
2 et.
BP
BP
Híbrido
BP
Pérdida HC
24
Caso de Estudio
Comparación de alternativas - Composición CAPEX
Composición de CAPEX - Casos de Tratamiento
120
Caso Base: Aminas AP
100
80
60
40
20
0
A minas
AP
M embranas 1et.
AP
M embranas 2 et.
AP
Híbrido
AP
A minas
BP
M embranas 1et.
BP
Compresión BP a AP
Unidad de aminas
Membranas
Compresión de reciclo
Compresión gas ácido
Deshidratación (TEG)
M embranas 2 et.
BP
Híbrido
BP
Pre-tratamiento membranas
25
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
% del poder calorífico del gas de entrada
Pérdidas de hidrocarburos
25
20
15
10
5
0
Aminas
AP
Membranas Membranas
1 et.
2 et.
AP
AP
Híbrido
AP
Aminas
BP
Membranas Membranas
1 et.
2 et.
BP
BP
Híbrido
BP
26
Caso de Estudio
Comparación de alternativas
Permeado como gas combustible (GC)
% poder calorífico del gas de entrada
25
20
15
10
5
0
M embranas 1et.
AP
P ermeado co mo GC
Híbrido
AP
P ermeado co mo GC
Permeado producido
M embranas 1et.
BP
P ermeado co mo GC
Permeado consumido
Híbrido
BP
P ermeado co mo GC
Permeado en exceso
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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)
IGUALDAD DE
CONDICIONES
• No se re-inyecta el gas ácido (para aminas)
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Caso de Estudio
Re-utilización total del permeado
Valor Actual Neto - Casos de Tratamiento
120%
110%
100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Membranas 1 et.
AP
Permeado como GC
Aminas
BP
CAPEX
Membranas 1 et.
BP
Permeado como GC
OPEX
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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
30
¡Gracias!
¿Preguntas?
31