TECNOLOGÍAS DE ENDULZAMIENTO UNA MIRADA MÁS AMPLIA 2das Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento del Gas Natural

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. Introducción • Tecnologías de endulzamiento • Situación en la región: CO2 principal contaminante • Amplia variedad de procesos disponibles

3. Introducción Clasificación de tecnologías de endulzamiento

4. Selección de tecnologías Enfoque tradicional Selección: • % de gas ácido en gas de entrada

5. 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?

6. 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 de un primer análisis.

7. Selección de tecnologías 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. 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

9. Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas abajo ? GAS ÁCIDO Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC GAS DE ENTRADA GAS TRATADO Sino: incluir costo adicional de deshidratación al comparar alternativas en igualdad de condiciones

10. Selección de tecnologías Unidades ubicadas aguas abajo ? GAS ÁCIDO Endulzamiento Deshidratación Ajuste de punto rocío de HC GAS DE ENTRADA GAS TRATADO Posibilidad de integrar procesos: • Solventes físicos • Membranas con pre-tratamiento por adsorción (TSA) • Membranas con pre-tratamiento por refrigeración mecánica o JT

11. Selección de tecnologías • 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. Selección de tecnologías Disposición de gas ácido – Inyección Membranas: • Más caudal y menos densidad por pérdida de HC → mayor potencia (aún obteniendo permeado a mayor presión) Membranas 1 etapa Gas ácido de aminas Membranas 2 etapas

13. Selección de tecnologías 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

14. Selección de tecnologías 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

15. Selección de tecnologías Economía de escala CAPEX ~ A x Q CAPEX ~ A x Q0.6

16. 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

17. 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 • Qué tecnologías permitirán cumplir estos objetivos? • Flexibilidad ante cambios en remoción

18. 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

19. 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)

20. Flexibilidad para Ampliaciones • Sistemas híbridos, una opción • Escalonamiento de inversiones en 2 etapas: 1era etapa aminas, 2da etapa membranas • Aspecto clave: • Concentración “óptima” • Cumplir especificaciones antes de agregar membranas Aminas ??% CO2 2% CO2 Membranas Aminas • Alternativa: realizar 1ero la instalación de las membranas. Menor CAPEX durante la 1era etapa puede aventajar las pérdidas de HC

21. 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

22. 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

23. Caso de Estudio • Alternativas preseleccionadas • Endulzamiento en AP o BP? • 8 alternativas preseleccionadas

24. Caso de Estudio Caso Base: Aminas AP Comparación de alternativas

25. Caso de Estudio Caso Base: Aminas AP Comparación de alternativas - Composición CAPEX

26. Caso de Estudio Comparación de alternativas

27. Caso de Estudio Comparación de alternativas

28. 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) • No se re-inyecta el gas ácido (para aminas) IGUALDAD DE CONDICIONES

29. Caso de Estudio Re-utilización total del permeado

30. 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

31. ¡Gracias! ¿Preguntas?