Parámetros para diseñar una planta de tratamiento de gas natural.docx

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Parámetros para diseñar una planta de tratamiento de gas natural.
Autor
Irene Montoya Buitrago Irene.montoya@elite.edu.co
Docente
Diego Mauricio Hernández
ESEIT- Escuela Superior de Empresa, Ingeniería y Tecnología
Programa de Ingeniería de Petróleo y Gas
Bogotá- Colombia, 29-03-2022

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Contenido
Introducción...............................................................................................................................................3
Marco teórico.............................................................................................................................................4
Planta de tratamiento de gas..................................................................................................................4
Procesos de acondicionamiento.............................................................................................................5
Procesos de separación..........................................................................................................................5
Clasificación por origen...............................................................................................................................6
Gas asociado:..........................................................................................................................................6
Gas no asociado:.....................................................................................................................................7
Clasificación por composición....................................................................................................................7
Gas amargo:...........................................................................................................................................7
Gas dulce:...............................................................................................................................................7
Gas húmedo:...........................................................................................................................................7
Gas seco..................................................................................................................................................7
Deshidratación del Gas natural..................................................................................................................8
Consideraciones de diseño de una planta de procesamiento de gas natural.......................................10
Endulzamiento del gas natural.................................................................................................................12
Adsorción Química................................................................................................................................16
Adsorción Física:...................................................................................................................................16
Describir las condiciones regulatorias para la construcción de una planta de tratamiento de gas natural
según el MME y UPME..............................................................................................................................21
Referencias...............................................................................................................................................23

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Introducción
El gas natural es un combustible gaseoso, que consiste básicamente en una mezcla
compleja de hidrocarburos, principalmente metano, pero que incluye también etano, propano,
butanos, pentanos e hidrocarburos más pesados, en proporciones menores y además contiene
algunos gases inertes y contaminantes que deben mantenerse en proporciones admisibles para
no alterar las propiedades del gas natural, especialmente la capacidad de entregar energía por
unidad de volumen, siendo éste el motivo principal por el cual se requiere este recurso y sobre
dicha base es que se le da valor económico (Enargas, 2019, pág. 4).
Una vez extraído de los reservorios el Gas Natural, que se obtiene principalmente en
baterías de separación y está constituido como anteriormente se mencionó por metano y
proporciones variables de otros hidrocarburos (etano, propano, butanos y condensados C5+) y de
contaminantes diversos, debe ser procesado para acondicionarlo, eliminándole impurezas,
separarlo en dos fracciones denominadas gas seco y líquidos de gas natural (LGN) o
condensados. Luego, se debe transportar el gas seco para su consumo por consumidores finales o
para un posterior procesamiento en caso de que se le quiera convertir en Gas Natural
Licuefactado (LNG) y exportarlo como un combustible licuefactado empleando buques
especiales denominados buques metaneros o transformarlo en combustibles líquidos en el
proceso denominado Gas a Líquidos (GTL) y exportarlo como combustibles finales o
convertirlos a químicos intermedios en los procesos denominados a Gas a Químicos. Los
Líquidos de Gas Natural (LGN) también denominados condensados deben ser llevados a una
Planta de Fraccionamiento donde se separan los diferentes componentes y de allí se transportan y

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distribuyen al consumidor final o se llevan a plantas petroquímicas para convertirlos en
productos petroquímicos (Santillana, 2019, pág. 5).
Marco teórico
Planta de tratamiento de gas: Instalación que procesa gas natural para recuperar los
líquidos del gas natural (condensado, gasolina natural y gas de petróleo licuado) y, a veces, otras
sustancias como azufre, también podemos decir que Son instalaciones diseñadas para recuperar
líquidos de gas natural de una corriente de gas natural que puede o no haber pasado a través de
separadores de concesión o de instalaciones de separación de campo. Estas instalaciones
controlan la calidad del gas natural a ser comercializado. Las plantas de reciclado están
clasificadas como plantas de procesamiento de gas. ((OPIS), 2020).
Como cada gas natural de un campo dado tiene una composición específica, las plantas
de procesamiento se diseñan en función de yacimientos específicos, tomando en cuenta, no sólo
la composición inicial del gas y sus condensados sino al mismo tiempo el mercado hacia el cual
estarán dirigidos los diferentes componentes del gas natural y sus condensados. De manera muy
general y no estandarizada se puede decir que el gas natural y sus condensados pueden ser
sometidos a diversos tipos de procesamiento, los que se pueden dividir según:
Procesos de acondicionamiento. - Son diversos procesos fisicoquímicos que permiten
la eliminación de las diferentes impurezas contenidas en el gas, tal como sale de los pozos de
producción, y que están constituidas por compuestos como azufre, agua, CO2 y otras que no
tienen valor comercial. (Santillana, 2019).

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Procesos de separación. - Son procesos fisicoquímicos que permiten separar el gas
natural en una fracción que está en fase gas, usualmente denominada Gas Seco que
subsecuentemente es enviada por gasoductos hacia consumidores finales o hacia nuevas plantas
de procesamiento en función del uso final del gas natural. También se obtiene una fracción
líquida a condiciones de proceso denominada Líquidos de Gas Natural (LGN) o Condensados,
los que posteriormente son enviados por medio de Poliductos o buques hacia otras Plantas para
su posterior fraccionamiento. (Santillana, 2019).
Procesos de fraccionamiento. - Son procesos fisicoquímicos que permiten separar los
diversos componentes de los Líquidos del Gas Natural como son el etano, propano, butano,
gasolina natural y el Medium Distillate for Blending Stock (MDBS) para su posterior envío
como combustible a consumidores finales o su envío como materia prima para plantas de mezcla
de gasolinas o plantas petroquímicas (Pedro Tineo Contreras, 2016).

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Imagen 1. procesado del gas natural. Extraída de: https://www.ssecoconsulting.com/procesamiento-de-gas-
natural.htm
Clasificación por origen
Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de
hidrocarburos, como etano, propano, butano y naftas (Mario Alberto Rios, 2004).
Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo
(Mario Alberto Rios, 2004).
Imagen 2. Composición del gas natural. Extraído de: http://profesores.fi-b.unam.mx/l3prof/Carpeta%20energ%EDa
%20y%20ambiente/Gas%20Natural.pdf
Clasificación por composición.

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Gas amargo: Contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y
disulfuros) (Santillana, 2019, pág. 15).
Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente al endulzar el gas
amargo utilizando solventes químicos o físicos, o adsorbentes (Especialista, 2021, pág. 15).
Gas húmedo: Contiene cantidades importante de hidrocarburos más pesados que el metano, es
el gas asociado (Especialista, 2021, pág. 15).
Gas seco: Contiene cantidades menores de otros hidrocarburos, es el gas no asociado
(Santillana, 2019).
Imagen 3. Clasificación del gas por composición. Extraída de: http://profesores.fi-b.unam.mx/l3prof/Carpeta
%20energ%EDa%20y%20ambiente/Gas%20Natural.pdf
Deshidratación del Gas natural
Es la extracción del agua que está asociada, con el gas natural en forma de vapor y en
forma libre para evitar el congelamiento en la línea de proceso (Pedro Tineo Contreras, 2016).
Las razones para la deshidratación son:

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A) evitar la formación de hidratos pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por
tuberías.
La formación de hidratos ocurre siempre que el gas natural contenga agua.
B) Evitar la corrosión en tuberías: causadas por la presencia de H2S y/o CO2, los
cuales se disuelven en el agua formando ácidos que son altamente corrosivos (Pedro Tineo
Contreras, 2016).
C) Reducción de la capacidad de transmisión de gas en las tuberías: el agua líquida
puede depositarse en las partes bajas de las tuberías e incrementar la caída de presión y/o
producir tapones de líquido. ((OPIS), 2020).
La presencia de agua libre también ocasiona serios problemas en plantas de extracción de
líquidos del gas natural y en equipos secundarios tales como intercambiadores de calor,
compresores, instrumentos (Especialista, 2021).
 TEG (Triethylene Glycol) es el solvente principal utilizado en la industria.
 TEG remueve significativamente el H2O del Gas Natural, sin embargo, pequeñas
cantidades de ésta (trazas) escapan al proceso. Para asegurar que estas trazas no
acompañen a la alimentación se utiliza Tamices moleculares. (Carina Estefanìa
Correo, 2016, pág. 12).
Monoetanolamina (MEA): Es una amina primaria de fórmula C2H7NO,
la más reactiva de las etanolaminas y la base más fuerte de todas las aminas. Su
capacidad de remoción de gases ácidos en el proceso de endulzamiento es del
99% para el CO2, mientras que la cantidad de H2S después de tratar el gas es

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generalmente <4 ppm (UNAL, 2004, p. 241).
Consideraciones de diseño de una planta de procesamiento de gas
natural.
Se definen las perturbaciones en la corriente de gas de entrada a la planta, para realizar el
análisis en estado estable y estado dinámico, con el fin de determinar las condiciones y equipos
críticos de proceso, y así, poder definir las modificaciones operacionales o de equipos necesarias
para poder operar en diferentes condiciones de gas de entrada variando el contenido de gases
ácidos (OSSA, 2017).

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Figura. Diagrama de flujo metodología. Extraída de:
https://repository.uamerica.edu.co/bitstream/20.500.11839/8631/1/5152295-2021-2-IP.pdf
Se define la caracterización de gas base como, por ejemplo:

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Tabla 1.. Composición base corriente de gas natural a tratar. Extraída de:
https://repositorio.unal.edu.co/bitstream/handle/unal/59909/80076714.2017.pdf?sequence=1&isAllowed=y
Endulzamiento del gas natural.
Para poder utilizar el gas natural que se extrae del subsuelo, ya sea como gas asociado en
campos de producción petrolera o como gas natural directamente desde campos gasíferos, es
necesario realizar diferentes tratamientos con el fin de garantizar la calidad del producto, así
como la eficiencia y seguridad en el aprovechamiento final del recurso (Especialista, 2021).
 Retiro de condensados
 Endulzamiento
 Deshidratación

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Retiro de condensados: Durante este proceso se debe bajar la temperatura del gas para
condensar los hidrocarburos más pesados, así: si se quiere que el producto líquido sea una
mezcla de hidrocarburos, la temperatura está entre 0 a 5 °C (32 a 40 °F) y si se desea la
recuperación de etano, la temperatura de enfriamiento debe estar entre -17 y -40 °C (0 a -40 ºF).
Sin embargo, si se requiere dejar el gas natural en especificación se debe enfriar la corriente de 5
a 10 ºC por encima de la temperatura de formación de hidratos. (Kidnay y Parrish, 2006)
(GPSA, 2004).
Entre los procesos que generalmente se utilizan para retirar los condensados de una
corriente de gas se tiene:
Enfriamiento con refrigerantes (propano, amoníaco): para retirar los condensados se
utiliza principalmente cuando la corriente de gas que se va a tratar tiene una baja presión, y no es
factible utilizar la misma energía del gas para enfriarlo. Normalmente instalar una planta de
refrigeración genera un mayor costo de inversión y de operación, si existe la posibilidad de subir
la presión de gas y aprovechar esta energía para refrigerarlo mejor se utilizan las otras dos
alternativas de expansión. (Kidnay y Parrish, 2006) (Campbell, 1992).
Expansión Joule-Thompson: el proceso Joule-Thompson se basa en la expansión
adiabática de un gas a través de una válvula o una membrana porosa en un sistema cerrado, a
este proceso también se le denomina “estrangulamiento”. Con esto se busca que al expandir el
fluido no se realice trabajo sobre el sistema, y por consiguiente, que en la expansión del gas, éste
se enfríe (no todos los gases se enfrían en la expansión de Joule Thompson, algunos se calientan)

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dando por lo general como resultado un licuado parcial del gas. La condición termodinámica de
este gas permite que pueda ser utilizado para enfriar el mismo gas de entrada a la válvula de
expansión (válvula JT), siendo un proceso energéticamente eficiente (Kidnay y Parrish, 2006).
Imagen 4. Expansión Joule-Thompson. Extraído de:
https://repositorio.unal.edu.co/bitstream/handle/unal/59909/80076714.2017.pdf?sequence=1&isAllowed=y
Este describe las actividades preparatorias del equipo de acondicionamiento de gas Joule
Thomson y los equipos auxiliares indispensables para el funcionamiento del sistema de
tratamiento de gas Joule Thomson. A continuación, se mostrará el procedimiento previamente
descrito para el arranque del equipo mencionado:
1. Antes de la estabilización de los equipos conexos al sistema Joule Thomson deben
estar cerradas todas las válvulas de corte de límite de patín del equipo.

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2. Verificar que el compresor de alta presión este operativo y alineado con el sistema de
deshidratación.
3. Una vez estabilizados los sistemas auxiliares o conexos al equipo Joule Thomson
verifique que el sistema está aislado y con la válvula de Bypass de todo el equipo abierta.
4. Verifique que el aire de instrumentos este llegando a todos los puntos de la
instrumentación y que este regulando de 15 PSIG-20PSIG.
5. Verifique que la visualización de las pantallas este correcta y que todos los parámetros
de configuración sean los indicados por un ingeniero autorizado (MANUEL FELIPE VARGAS
MANRIQUE, 2020, pág. 39).
Tipos de intercambiadores de calor. Extraída de:

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Endulzamiento: La remoción de H2S y de CO2 del gas natural se conoce comúnmente
como endulzamiento. Tanto el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas
natural y pueden, en algunos casos, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas.
Proceso de deshidratación por absorción: Este proceso describe cualquier proceso,
donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una
superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficial, Los cuerpos
sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas
en su superficie, Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros
cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de
fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas (Santillana, 2019).
Adsorción Química: los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas
entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la
deshidratación del gas natural (Especialista, 2021).
Adsorción Física: La adsorción física se considera que es un proceso reversible, mientras
que la química es irreversible, esto es de gran utilidad, ya que aplicando calor a la adsorción
física se pueden recuperar los parámetros, proceso que se denomina Deserción Térmica (Helena
Margarita Ribón, 2010).
Para el diseño de plantas de deshidratación con glicol se debe disponer de la siguiente
información: Tasa de flujo de gas, gravedad específica del gas, presión de operación, máxima
presión de trabajo de la torre contactora, temperatura de entrada del gas, contenido de agua
requerido a la salida. De igual manera, también deben tenerse en cuenta dos criterios de diseño

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fundamentales para un adecuado desempeño de la planta: Relación Glicol/Agua (GWR – Glicol
to Water Ratio) y la concentración del TEG pobre o seco. Se considera apropiado un valor de 2 a
6 gal TEG/lb H2 O removida para la mayoría de los requerimientos del proceso de
deshidratación con glicol. Muy frecuentemente, un valor de 3 gal TEG/lb H2 O es usado en las
deshidratadoras. (Helena Margarita Ribón, 2010, pág. 12)
Normalmente, la concentración del TEG pobre o seco es de 98 a 99.5% en peso, ésta
puede determinarse con base en la temperatura de la torre y la depresión o disminución del punto
de rocío. Existen varios procesos y principios para obtener una pureza de TEG mayor al 98% en
peso, la cual corresponde a la pureza del TEG que se obtiene por calentamiento a 400°F y a
presión atmosférica. El método más común para aumentar la concentración del glicol ha sido el
uso de gas de despojo o por medio de vacío en el rehervidor. Otros procesos patentados que se
usan para aumentar la pureza del glicol y así lograr una mayor disminución del punto de rocío
del agua son el proceso DRIZO y el proceso COLDFINGER (Especialista, 2021)

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Imagen 5. Esquema de una planta de deshidratación con glicol. Tomado de GPSA Engineering Data Book, Gas
Processors Suppliers Association, Tulsa, Oklahoma, 12th Edition, 2004.
Ejemplo de Parámetros:

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Imagen 6. Datos iniciales para el diseño propuesto y para la simulación en el programa Chemcad 6.0 de la columna
de absorción de relleno con trietilenglicol (Helena Margarita Ribón, 2010).
Tabla 2. Datos iniciales para el diseño propuesto y para la simulación en el programa Chemcad 6.0 de la columna
de absorción de relleno con trietilenglicol. Extraída de:

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Imagen 7. Esquema del intercambiador de calor 1 de tubos y coraza. extraído de:
Tabla 3. Datos iniciales para el diseño propuesto y para la simulación en el programa Chemcad 6.0 del
intercambiador de calor 1 de tubos y coraza (E-401)

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Describir las condiciones regulatorias para la construcción de una planta
de tratamiento de gas natural según el MME y UPME.
El proceso de simulación está basado según lo establecido en las normativas orientadas
tanto nacionales como internacionales para asegurar el abastecimiento y la confiabilidad; del
endulzamiento, deshidratación y transformación de gas natural. Con el fin de impulsar el
aumento de la producción de gas y las importaciones del gas. (ANGIE JULIETH PULGARIN
MONTOYA, 2021, pág. 37).
Tabla4. Descripción de normativa. Extraída de:

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Tabla5. Especificaciones normas vigentes. Extraída de:
El Gas Natural deberá entregarse con una calidad tal que no forme líquido, a las
condiciones críticas de operación del Sistema de Transporte. La característica para medir la
calidad será el “Cricondentherm” el cual será fijado para cada caso en particular dependiendo del
uso y de las zonas donde sea utilizado el gas Se considera como contenido de inertes la suma de
los contenidos de CO2, nitrógeno y oxígeno (ANGIE JULIETH PULGARIN MONTOYA, 2021,
pág. 38)
El máximo tamaño de las partículas debe ser 15 micrones.

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Referencias
(OPIS), O. P. (2020). Planta de procesamiento de gas natural. Obtenido de
https://www.opisnet.com/es/glossary-term/natural-gas-processing-plant/
ANGIE JULIETH PULGARIN MONTOYA, G. L. (2021). PROPUESTA TÉCNICA DE UNA PLANTA DE
TRATAMIENTO Y TRANSFORMACIÓN DE GAS NATURAL LICUADO PARA LA ZONA SUR
OCCIDENTE DEL PAÍS. Bogotà. Obtenido de
Carina Estefanìa Correo, M. o. (2016). Diseño de las plantas de tratammiento de gas natural para la
separacion de hidrocarburos y produccion de etileno a partir de etano. Quito. Obtenido de
https://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/16011
Enargas. (2019). Norma de calidad del gas natural. Obtenido de
https://www.enargas.gob.ar/secciones/normativa/pdf/normas-discusion/NAG-
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%20que,base%20es%20que%20se%20le%20da%20valor%20econ%C3%B3mico.
Especialista, I. J. (2021). OPERACIÓN DE PLANTAS DE PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL. Obtenido de
http://gasnatural.osinerg.gob.pe/contenidos/uploads/GFGN/Operacion_Plantas_Procesamiento
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Helena Margarita Ribón, N. S. (2010). MÉTODOS DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS. Revista Fuentes: El
Reventón Energético, 10. Obtenido de file:///C:/Users/ireni/OneDrive/Escritorio/Dialnet-
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MANUEL FELIPE VARGAS MANRIQUE, J. D. (2020). DISEÑAR UNA PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS,
MEDIANTE EL SOFTWARE ASPEN HYSYS PARA EL APROVECHAMIENTO DEL GAS PRODUCIDO EN
CAMPO TELLO. FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA. Obtenido de
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Colombia. Colombia. Obtenido de https://bdigital.upme.gov.co/bitstream/001/822/8/Volumen
%208.pdf
OSSA, E. A. (2017). EVALUACIÓN DE ALTERNATIVAS PARA EL DISEÑO Y SIMULACIÓN DE PLANTAS DE
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https://repositorio.unal.edu.co/bitstream/handle/unal/59909/80076714.2017.pdf?
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Pedro Tineo Contreras, F. L. (2016). ´Fraccionamiento del gas natural. Maturin. Obtenido de
https://idoc.pub/documents/fraccionamiento-del-gas-natural-d47edkpqjyn2
Santillana, J. S. (2019). Ingeniería de procesos en la industria de gas natural y condensados. (UNI-Perú).

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