PROCESOS Y EQUIPOS PRINCIPALES REQUERIDOS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

1. PROCESOS Y EQUIPOS PRINCIPALES REQUERIDOS PARA EL TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

2. Unidad de separación de entrada 1 1. V-1100 Separador de Entrada 2. P-1100A Bomba de Transferencia de Condensados 3. P-1100B Bomba de Transferencia de Condensado 2 3

3. Unidad de separación de entrada • El gas ingresa al Separador de Entrada (V-1100), el cual es un recipiente horizontal diseñado para separación de 3 fases, con el fin de separar el condensado (gas) y el agua posiblemente arrastrado desde las facilidades del Pozo. El gas entra por la línea de 10”, a la cual también se conecta una línea de 2” por la cual se recircula la mezcla condensado-agua proveniente del Filtro Separador de Entrada (F-1215), esto con el fin de recuperar los condensados formados durante en el enfriamiento de la 3ra etapa de compresión. A este separador también se recirculan los condensados formados en los enfriadores de los compresores y separados en los Scrubbers de Succión (V-2X00, V-2X10, V-2X20), a través de la línea de 2”.

4. Unidades de Compresión de Entrada 3 1 2

5. Descripción del proceso de Compresión En el sistema de compresión de entrada se cuenta con tres (3) compresores en paralelo, cada uno con capacidad nominal de 5 MMscfd para elevar la presión desde 35psig hasta 960 psig en condiciones normales de operación. El propósito de esta compresión es elevar la presión del gas lo cual es requerido para los procesos de Endulzamiento, Deshidratación y Control de Punto de Rocío, y también para permitir que los fluidos se desplacen en la planta de un equipo a otro. El sistema está diseñado para operar dos (2) compresores mientras que el tercero se encuentra en stand-by.

6. Unidad de Endulzamiento con Amina

7. Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o de las plantas de gas natural que eliminan el sulfuro del hidrógeno y/o los mercaptanos se refieren comúnmente como procesos de endulzamiento porque los productos que se obtienen no tienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Los procesos consisten en la absorción del gas por soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura ambiente.El gas húmedo y comprimido entra a la Unidad de Amina con un contenido de aprox. 7% de CO2 y 0% de H2S a una presión de 960 psig y una temperatura de 120 °F.Existen muchas aminas para tratar el gas, pero la utilizada en el proceso mencionado en este trabajo es la Metildietanolamina (MDEA)

8. Unidad de Control de Punto de Rocío y Deshidratación El gas proveniente de la Unidad de Amina, con un contenido de CO2 menor a 2%, 945 psig y 120 °F, entra a la Unidad de Control de Punto de Rocío (es la temperatura a la que empieza a condensarse el vapor de agua contenido en el aire, produciendo rocío, neblina o, en caso de que la temperatura sea lo suficientemente baja, escarcha) y Deshidratación a través de una línea de 4”. El propósito de esta Unidad es reducir el punto de rocío del gas por debajo de 45 °F y recuperar la mayor cantidad de hidrocarburo condensable por medio de enfriamiento y separación. En esta misma unidad también se remueve el agua de saturación de gas.

9. Unidad de Control de Punto de Rocío y Deshidratación El gas entra a la Unidad y se divide en dos corrientes, una hacia el Intercambiador Gas/Gas (E-1400) y otra hacia el Intercambiador Gas/Líquido con el objetivo de recuperar la mayor cantidad de energía en el proceso. Aproximadamente 65% de la corriente de gas de entrada pasa a través del Intercambiador Gas/Gas por balance hidráulico.