Evaluación de alternativas para el diseño y simulación de plantas de procesamiento de gas natural con variación en el contenido de gas ácido (H2S Y CO2)

Abstract

En el presente trabajo final de maestría se evalúan estrategias para contrarrestar desde el diseño, las variaciones en la concentración de los gases ácidos en el gas de producción que ingresa a una planta de procesamiento de gas natural (CO2, 4,6 – 5,6 y 6,6 % molar y H2S 2,5 – 3,0 y 3,5 % molar). Este análisis se realiza por medio de la simulación en estado estable de dos plantas de procesamiento con capacidad de 50 y 100 MMSCFD y la simulación en modo dinámico de la etapa de absorción con amina con el objetivo de cumplir con las condiciones RUT (Reglamento Único de Transporte de Gas Natural) respecto al contenido de humedad (máximo 98 mg de agua/Nm3) y contenido de gases ácidos (2% molar de CO2 y de 6-24 mg de H2S/Nm3). Como resultado se comprueba que no existen restricciones en las plantas de retiro de condensados y deshidratación con el aumento de los contaminantes de estudio. Se encuentra que por medio de modificaciones operativas como disminución en la temperatura de la amina pobre, aumento en la presión de operación de la absorbedora, aumento de la concentración de amina o la operación de un by pass en la absorbedora; se puede cumplir con los parámetros de calidad sin incurrir en el sobre costo de diseñar una planta para una composición máxima de gases ácidos teniendo presente esta condición desde el diseño.

Abstract: In this final Master’s work, there shall be the evaluation strategies to counteract from the design variations in the concentration of the acid gases in the gas production that inlet a natural gas processing plant (CO2, 4,6 – 5,6 and 6,6 %mol and H2S 2,5 – 3,0 and 3,5 %mol) utilizing a steady state simulation of two processing plants with the capacity of 50 and 100 MMSCFD and a dynamic mode simulation of the Absorption stage with amines, for accomplish the RUT conditions regarding the water content (maximum 98 mg of water / Nm3) and the acid gases concentration (2 mol% CO2 and 6-24 mg H2S / Nm3) in the natural gas distribution. As a result, it has been found that there are no restrictions on condensates removal and dehydration plants with the increase of the studied contaminants. It has been found that by implementing operational modifications such as: decreasing the temperature of the lean amine, increasing the operating pressure of the absorber, increasing the amine concentration, or by the operation of the bypass in the absorber; it is possible to accomplish the quality of the parameters of gas without incurring an over-cost of designing a plant for a maximum composition of acid gases, bearing in mind, this condition from the design.