plantas criogénicas

Ponentes:Ponentes:

Bracho, LynesBracho, Lynes

Martins, MirlaMartins, Mirla

Rodríguez, CarlaRodríguez, Carla

Sicilia, FelixSicilia, Felix

Introducción

1. Gas Natural

1.1 Composición del Gas Natural de entrada al CCO

2. Plantas Criogénica

1.1 Importancia

1.2 Proceso criogénico

2. Criogénico de Occidente.

2.1 Objetivos

2.2 Alcance

2.3 Justificación

3. Proceso de Extracción

3.1 Equipos Utilizados.

4. Proceso de Fraccionamiento

4.1 Equipos Utilizados.

Conclusión

ESQUEMA

DEFINICIONES

Técnicas para enfriar un material a temperaturas muy bajas (≤ -100 ºF)

Producción y utilización de bajas temperataturas como un medio para llegar a

un fin.

DEFINICIONES

Mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos, solo o

acompañando al petróleo o a los depositos de carbón.

82,5% Metano

8,5% CO2

8,5% N2

Composición Gas de alimentación,

Área Norte

Composición Gas de

alimentación, Área Sur

COMPOSICIÓN GAS DE ALIMENTACIÓN, ÁREA NORTE

COMPONENTES Mol % (1) COMPONENTES Mol %

Nitrógeno 0.4714 n-Hexano 0.3298

CO2 3.4339 Heptano 0.1463

Metano 78.1186 Octano 0.04838

Etano 9.7819 Nonano + 0.0012

Propano 4.5729 Agua Saturado

i-Butano 0.8751 Peso Molecular 21.54

n-Butano 1.3780 Presión: bar (psi) 82.74 (1200)

i-Pentano 0.4259 Temp.: °C (°F) 32.0 (90)

n-Pentano 0.4164 GPM (C3+) 2.551

COMPOSICIÓN DEL GAS DE ENTRADA AL CCO

COMPOSICIÓN DEL GAS DE ENTRADA AL CCO

COMPOSICIÓN GAS DE ALIMENTACIÓN, ÁREA SUR

COMPONENTESMol % (1) COMPONENTES

Mol %

Nitrógeno 0.6176 n-Hexano 0.3121

CO2 4.2560 Heptano 0.1191

Metano 74.2992 Octano 0.0367

Etano 11.0425 Nonato + 0.0017

Propano 5.6306 Agua Saturado

i-Butano 0.9956 Peso Molecular 22.48

n-Butano 1.7122 Presión: bar (psig) 82.74 (1200)

i-Pentano 0.5057 Temp: °C (°F) 32.0 (90)

n-Pentano 0.4710 GPM (C3+) 3.019

PLANTAS CRIOGÉNICAS

• Aprovechar las riquezas del gas natural

• Producir gases inertes para el sector industrial

•Recuperación de productos valiosos a partir de corrientes de

gas natural, aumentando el valor calorífico del gas

combustible

•Medio de refrigeración en sistemas de transporte de

productos congelados


GAS RICO

DESHIDRATACIÓNDESHIDRATACIÓNTAMIZ MOLECULAR (*)TAMIZ MOLECULAR (*)

ENFRIAMIENTOENFRIAMIENTOTURBOEXPANSÓNTURBOEXPANSÓN

RECOMPRESIÓNRECOMPRESIÓNDE GAS METANODE GAS METANO

DESMETANIZACIONDESMETANIZACIONDE LGNDE LGN

DESETANIZACIÓN DESETANIZACIÓN DE LGN (*)DE LGN (*)

Gas Metano

COMPRESIÓNCOMPRESIÓNDE ETANODE ETANO

ESTABILIZACIÓNESTABILIZACIÓNDE CONDENSADOSDE CONDENSADOS

LGN

SISTEMA DESISTEMA DEREFRIGERACIÓNREFRIGERACIÓN

FACILIDADES FACILIDADES DE ENTRADADE ENTRADA

TRATAMIENTO TRATAMIENTO DE DE

ETANOETANO

Gas Etano

GAS LIFT

Gas Residual

ULÉ

950 MMPCED

3X 158,52 X 120% MMPCEDTpo. Reg 8hTpo. Sec 24h

T= 85 ºFP=1100 psig

T= 85 ºFP=1100 psig

T= 90 ºFP= 583 psig

475 MMPCED / TREN

T= 90 ºFP= 1200 psigT= 120 ºF

P= 1800 Psig P= 1200 Psig


LGN DESBUTANIZACIÓN

PROPANO

DESPROPANIZACIÓN

PENTANOGLP2

DESISOBUTANIZACIÓN

ISOBUTANO

N-BUTANO

Cap. 35 MBPD Cap. 26.2 MBPD Cap. 10.3 MBPD

C6+

8” C5: 8.0

LGN

10” LGN : 22. 8

4” Gasolina No Estabilizada:5. 1

35.0

CCO / ULÉ

8” C3: 17.8

4” C4: 6.8/3.4

950 @ 1100 PSIG.

4” Gasolina Est.:3.0

C3: 11.0 Mercado Interno 6 ” G. Residual (483#) : 40.0

Gas Rico Bloque II

Fraccionam.

Bloque I Extracción

ULE-GLP-2

BloqueVIII

PLANTA CCO

C3: PROPANO

C4 : I/NBUTANO

C5: PENTANO

LGN

GASOLINA

ETANO

LÍNEAS NUEVAS

LÍNEAS EXISTENTES


C.C.O

COMPLEJO CRIOGÉNICOCOMPLEJO CRIOGÉNICO DE OCCIDENTEDE OCCIDENTE

CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE (CCO)

• GLP-ULÉ en la Costa Oriental del Lago de

Maracaibo-Estado Zulia.

•Sectores La Vaca y ULÉ, municipio Simón Bolívar.

•Centros poblados Cabimas (10 km), Tía

Juana (4 km) y a 60 km de la ciudad de Maracaibo.

Satisfacer la demanda de Etano (35 MBD) a El Tablazo, aumentar producción de LGN hasta un máximo de 70 MBD, reducir el costo operacional hasta 2,01 $/barril y expandir el negocio del Gas.

• Construcción de una Planta Criogénica con capacidad de 950 MMPCED gas.•Construcción de redes de tuberías de interconexión al CCO• Desincorporar cinco plantas de extracción de LGN.• Establecer desarrollo endógeno en la región

CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE ( CCO )

CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE ( CCO )

•Permitirá incrementar la producción de gas licuado de petróleo y etano.

•Centralización de la distribución del gas residual, doméstico, eléctrico e industrial.

•Reducir los costos de producción , mantenimiento y operación.

•Actualización y optimización de la infraestructura existente

Concretar la visualización de

Pdvsa Gas

CRIOGENICOPRODUCCION OCCIDENTE CLIENTESFRACCIONAMIENTO ACTUAL

ETANOETANO

GNV / DOMESTICO

SECTOR ELÉCTRICO

PRODUCCIONPRODUCCION

COMBUSTIBLE PLANTASCOMBUSTIBLE PLANTAS

GAS RESIDUALGAS RESIDUAL

CCOCCO

950 MMPCD950 MMPCD

CABOTAJECABOTAJE // EXPORTACION EXPORTACION

LGN MERCADOLGN MERCADO INTERNOINTERNO

PEQUIVENEl TABLAZOPROPANOPROPANO

70 MBD LGN

PLANTAS PLANTAS ULE / BAJO GRANDEULE / BAJO GRANDE

35 MBD ETANO792 MMPCD GAS RESIDUAL

BLOQUES I Y II

Zulia

LGN I/II

PEQUIVEN EL TABLAZOPEQUIVEN EL TABLAZO

ULE

Gas Gas Area NorteArea Norte

Gas Gas Area SurArea Sur

MG-LA PICA

C.R.P

PR TJ-2/3

LAMA PROCESO

LAMARLIQUIDO

BAJO GRANDE

PLANTAS EXTRACCION LGN

PLANTAS FRACCIONAMIENTO

GAS RICO

GAS POBRE

GAS RICO EN ETANO

LGN

PLANTAS GENERACION ELECTRICA

Zulia

PEQUIVENPEQUIVEN

EL TABLAZOEL TABLAZO

ULE

B.G

Gas RicoGas RicoArea NorteArea Norte

Gas RicoGas RicoArea SurArea Sur

MG-LA PICA

CCO

P.E.R.L

P.E.R.U

LAMA PROCESO

C.R.P

PLANTAS EXTRACCION LGN

PLANTAS FRACCIONAMIENTO

GAS RICO

GAS POBRE

GAS RICO EN ETANO

LGN

PLANTAS GENERACION ELECTRICA

V-4E-30

F-30

E-1 E-2 E-3

C-1 EC-1

E-4AE-4B

GAS RESIDUAL

V-30

V-5

P-30A/B

E-17

E-5

P-1A/B

ENDULZAMIENTO

ETANO

P-5A/B P-4A/B

V-7

V-8

P-3A/B

E-13

E-7

V-9

E-8

V-10

V-11

E-15

E-16

V-12

E-14

E-9

E-10

E-11

VaporVapor

Vapor

CondensadoCondensado

Condensado

AguaAguaAgua

Agua

AguaGASOLINA

BUTANOS

PROPANO

E-6

-137 °F 223 #

Gas Rico

850 #90 100 °F165 MMPCED

-111 °F 222 #

-86.4 °F 224 #

-86 °F 224 #

41 °F227 #

44 °F408 #

E-19A/B

V-2A V-2B

V-3

H-1B

90 °F

90 °F

570 °F

GAS RESIDUAL

-84 °F224 #

E-30

GAS RESIDUAL

90 °F840 #

76 °F193 #

63 °F837 #

27 °F833 #

-84 °F224 #

-2.8 °F205 # 4 °F

825 #

-5 °F217 #

-107 °F 807 # 0.75 °F

817 #

0.5 °F 812 #

0.75 °F 817 #

110 °F250 #

0.75 °F817 #

41 °F400 #

212 °F410 #

180 °F278 #

56 °F150 #

251 °F280 #

83 °F162 #

110 °F75 #

124 °F75 #

65 °F115 #

135 °F263 #

110 °F250 #

V-1

LCV-504LCV-706

RC

V-505

LC

V-709

HV-800

LCV-704

LCV-704A

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• Adsorbe el agua mediante lechos de tamices moleculares.

• Trabaja en forma cíclica, mientras uno deshidrata gas el otro lecho se está

regenerando.


•Tren de enfriamiento generado por la

interconexión de varios intercambiadores de calor.

•Reducción gradual de la temperatura del fluido

objeto de enfriamiento.


• Enfría un fluido con un refrigerante (Propano). El calor del fluido caliente es

tomado por fluido refrigerante, provocando su vaporización.

•La máxima transferencia de calor corresponde a la inmersión total de los

tubos dentro del fluido refrigerante (Área de transferencia de calor

máxima).

• Otros refrigerantes utilizados son el amoníaco, freón, etileno y propileno.

Tent1

Tent2

Tsal1

Tsal2


• Diferencial de volúmen del fluido refrigerante

• Ensuciamiento en la tuberia ( lado tubo)

• Variaciones de presión ( lado carcaza)


• La finalidad de este sistema

es la de separar los

componentes de una corriente

gaseosa basada en sus puntos

de ebullición.


• Generan el proceso de estrangulamiento con una caída significativa de la presión sin que halla ninguna interacción del trabajo ni tampoco cambios en la energía cinética y

potencial.

• Proceso Isentálpico.

•Para cada gas, hay valores diferentes de presión y temperatura en los que no se

produce cambio de temperatura durante una expansión de Joule - Thomson. Esta

temperatura recibe el nombre de temperatura de inversión. Por debajo de esta el gas se

enfría durante la estrangulación, mientras que por arriba de esta, el gas sufre un aumento en

su temperatura.


V-1

• La finalidad de esta unidad es la de expandir el gas de alimentación contenido en el separador para

condensar los hidrocarburos pesados contenidos en esta corriente y luego inyectarlas en la torre estabilizadora

• Equipo utilizado para la disminución de presión de una corriente gaseosa,

generando disminución de temperatura y generalmente la condensación.

• Equipo para la compresión de una corriente gaseosa, el cual aprovecha la

energía generada por el paso de la corriente que se expande.

Proceso ideal: Isentrópico


• Establecer la necesidad del servicio de compresión.

• Selección y diseno del compresor requerido:

- Diferentes tipos de compresores disponibles.- Características del gas- Si el compresor es enfriado o no- Datos de eficiencia disponible isentrópico o politrópico- Disponibilidad de tiempo

•Diseno de las instalaciones


La finalidad del sistema de lubricación es la de

proveer a la unidad un aceite ya enfriado y filtrado

que garantiza una buena lubricación en los

cojinetes (Expansor/Compresor).


Parar la Unidad y Reemplazar el Filtro.IDEMColapsamiento del Filtro por Alto Diferencial (sucio)

Inyectar Metanol hasta disolver la formación del hidrato.Chequear Proceso de Deshidratación.

Pérdida de Eficiencia del Expansor/Compresor por Baja Velocidad.

Formación de HidratosAlto Diferencial de Presión.Filtro Succión Expansor

Efectuar Análisis al sistema de Lubricación para chequear viscosidad.Añadir Aceite Nuevo

Daños en los Cojinetes por Baja Viscosidad.

Contaminación del Aceite con Hidrocarburos Líquidos

Efectuar Medición de AT y AP a través del enfriador.Efectuar limpieza

Daños a los Cojinetes, Paro de la Unidad.

Enfriador de Aceite Parcialmente Obstruido

Alta Temperatura.Aceite Lubricante

ACCIÓNRIESGOS O CONSECUENCIASCAUSASPROBLEMAS

IDEMPérdida de Eficiencia del SistemaBaja Carga del Compresor

Verificar Acción de Válvula FV-503 con Personal de Mantenimiento.Verificar Presencia de Aceite en Tomas de Transmisor. Drenar

Daños en el Cojinete Lado Compresor

Alta Temperatura de Cojinetes

Compresor Recirculando

Verificar Carga del Sistema y Garantizar que esté por encima al 80% del Diseño.

Daños a los CojinetesCarga del Sistema Inferior al 70% del Diseño

Oleaje(Surge)


•El objetivo es eliminar la humedad del gas a través de un proceso de adsorción.

Adsorción Física:Moléculas de H2O se adsorben

sobre la superficie de los adsorbentes, hasta ocupar todo el

área física disponible.


• Su objetivo es detener el polvo o

partículas sólidas del flujo de gas ya que

esto pudiera ocasionar obstrucción en los

equipos del sistema de extracción.


Diseño Máximo Normal Mínimo

Temperatura °C (oF) 49.0 (120.0)

49.0 (120.0) 35.0 (95.0) 29.4 (85.0)

Presión bar (psig) 94.45 (1370.0)

82.73 (1200.00)

75.84 (1100.00)

65.50 (950.00)

Componentes

Gas Pobre% molar(NOTA 3)

Gas riqueza Normal% molar (NOTA 2)

Gas riqueza Máxima% molar(NOTA 1)

N2 4.065 0.407 0.509

CO2 2.828 3.578 3.017

Metano 78.757 76.574 72.493

Etano 7.625 10.454 13.108

Propano 3.487 5.249 6.475

iso-butano 0.709 0.797 1.055

n-butano 1.161 1.439 1.940

iso-pentano 0.392 0.490 0.559

n-pentano 0.379 0.499 0.546

Hexanos 0.322 0.316 0.234

Heptanos 0.220 0.129 0.051

Octanos 0.055 0.034 0.007

Nonanos 0.001 0.024 0.004

Decano 0.000 0.007 0.007

Undecano 0.000 0.003 0.003

GPM C3+ 2.132 2.600 3.260

TOTAL 1.000 1.00000 1.00000

EXTRACCIÓN

VariablesFlujo

(BEPD)Presión

(psig)Temperatura

(°F)

Producción 70 864.46 (1) 415.0 191.4

Suministro a GLP-Bajo Grande

13 000.00 300.0 120.0

Suministro al Tren GLP-2En Ulé.

22 864.48 148.0 120.0

Planta de Fraccionamiento del CCO

35 000.00 305.0 184.5

EXTRACCIÓN

ComponentesCaso del Gas

pobreMol %

Caso del Gas más rico

Mol %

Caso de Gas Promedio

Mol %

N2 0 0 0

CO2 13.91 6.662 10.18

Metano 0.5579 0.6081 0.45

Etano 84.39 91.5 88.9

Propano 1.128 1.22 0.46

iso-butano (+) 0 0 0

H2O 0 0 0

H2S (ppm) 109.8 72.56 100.00

ESCENARIOS DE OPERACIÓN DEL CCO

VARIABLES UNIDADES

GAS POBRE GAS RICO GAS PROMEDIO

FLUJO DE ETANO

MMscfd 64.08 59.11 61.4

PRESIÓN psig 583 583 583

TEMP. (Nota 1) °F 90 90 90

EXTRACCIÓN

FACILIDADES UNIDADES DISEÑO

TRAMPAS DE LÍQUIDO (“SLUG CATCHER”)Flujo de Gas proveniente del NorteFlujo continuo de líquidos (hidrocarburo + agua) proveniente del área Norte

MMscfdBEPD

1040.0 3140. 0

Flujo de Gas proveniente del SurFlujo continuo de líquidos (hidrocarburo + agua) proveniente del área Sur.

MMscfdBEPD

360.0 4012.0

Capacidad de retención (“Slug”) – NorteCapacidad de retención (“Slug”) – Sur

Bbls @ 85°F y 1100 psig

2000.002000.00

Separador de Entrada (NOTA 1)Flujo de Gas MMscfd 950.0 x 120%

Filtros Coalescedores de entrada (NOTA 2Flujo de Gas

MMscfd 3 x 475x 120%

Condiciones Diseño mecánicoTemperatura:Presión:

°Fpsig

1751370

EXTRACCIÓN

Equipos / Parámetros Unidades Diseño

COLUMNA ESTABILIZADORAFlujo de Condensado hidrocarburo – alimentación (máx.) Presión (tope)Producción condensado estabilizado a RVP de 4 psia

BEPDpsig

BEPD

5752 (Nota 1)115

1624

Equipos / Parámetros Unidades Diseño

COMPRESOR DE TOPE (Nota 2)Succión 1era etapa Flujo gas de Tope de la columna EstabilizadoraSucción 2da etapa Flujo gasPresión succión (Nota 3)Succión 3era etapa Flujo gas:Presión succión (Nota 3)Presión DescargaTemperatura de descarga (Nota 3)

MMscfdMMscfd

psigMMscfd

psigpsig°F

6.259.05399.0783

1100285

EXTRACCIÓN

Tiempo del Ciclo de secado normal(Hr)

Tiempo del ciclo de regeneración(Hr)

24 8

Variables Unidades Diseño

Capacidad Torres secadoras MMscfd 3 x 158.52 x 120% (Nota 1)

Compresor de regeneración MMscfd 2 x 36.86 x 120% (Nota 2)

Temperatura de Operación oF 97 / 100 (Nota 3)

Calentadores del gas de Regeneración MMBTU/Hr 3 x 23 x 120% (Nota 4)


Capacidad Torre Lecho de Remoción de Mercurio:

MMscfd1 x 475 x 120% (Nota

1)

Periodo de vida Años 10 – 15

EXTRACCIÓN


Flujo de gas de alimentación MMscfd 475

Flujo alimentación al Turbo Expansor – CompresorDiferencial de cabezal de presión

MMscfdpsi

(259.40 – 406.10) x 100%

555 – 77

Producción -LGN (Caso gas más rico)BEPD

% Rec. C335 432.24

91.72

Producción -LGN (Caso gas riqueza promedio)

BEPD% Rec. C3

29 987.4894.70

Producción -LGN (Caso gas menos rico o pobre)

BEPD% Rec. C3

23 351.5395.33

Producción de Etano (Caso gas más rico)MMscfd

% recobro C259.1144.07

Producción de Etano (Caso gas riqueza promedio)

MMscfd% recobro C2

61.455.62

Producción de Etano (Caso menos rico o pobre)

MMscfd% recobro C2

64.0875.35

EXTRACCIÓN

Variable Unidades Flujo de Etano

Capacidad MMscfd 2 x 64 x 100% (Nota 1)

Presión descarga psig 583 (Nota 2)

Temperatura descarga °F 90

ESCENARIOS DE OPERACIÓN DEL CCO

VARIABLES UNIDADES GAS POBRE

GAS RICO GAS PROMEDIO

FLUJO DE ETANO

MMscfd 64.08 59.11 61.4

PRESIÓN psig 583 583 583

TEMP. (Nota 1) °F 90 90 90

EXTRACCIÓN

Número de lechos

Lechos en operación

Lechos en regeneración

Tiempo de secado

(Hr)

Tiempo de regeneración

(Hr)

3 2 1 Nota 1 Nota 1

3 Una en operación y una fuera de servicio

1 24 12

Equipo Variable Diseño

Capacidad Torres secadoras MMscfd 3 x 57.5 x 120% (Nota 1)

Compresor de regeneración MMscfd 2 x 12 x 120% (Nota 2)

Calentador de regeneración MMBTU/Hr 1 x 7.33 x 120%

EXTRACCIÓN

Parámetros Unidades Diseño

Capacidad (Nota 1) MMscfdGas Rico (2)

Gas Pobre (2)

390.50 406.00

Temperatura Succión oF 123.7 111.0

Presión Succión psia 498.8 525.0

Presión descarga psia 1240.0 1240.0

Parámetros Transferencia Máximo

Flujo MMscfd El Tablazo 310

EPM – LAGO 443

Presión psig 1200.0

EXTRACCIÓN


Capacidad Instalada MMscfd 3 x 142.5 (1)

Temperatura oF 120

Presión de Succión Psig 1.200

Presión de descarga Psig 1.800

EXTRACCIÓN

COMPONENTESCASO GAS

POBREFracción molar

CASO GAS PROMEDIO

Fracción molar

CASO GAS RICOFracción molar

Etano 0.00796 0.00800 0.00801

Propano 0.50307 0.57160 0.57115

I-Butano 0.10669 0.09020 0.09992

N-Butano 0.17517 0.16320 0.18509

I-Pentano 0.05926 0.05550 0.05368

N-Pentano 0.05735 0.05630 0.05272

N-Hexano 0.04870 0.03510 0.02253

N-Heptano 0.03331 0.01380 0.00491

N-Octano 0.00831 0.00340 0.00065

N-Nonano 0.00017 0.00220 0.00038

Decano 0.00000 0.00050 0.00069

Undecano 0.00000 0.00020 0.00027

Agua 0.00000 0.00000 0.00000

H2S 0.00000 0.00000 0.00000

TOTAL 1.00000 1.00000 1.00000

FRACCIONAMIENTO

COMPONENTES

GASOLINALGN (GAS POBRE)

Fracción molar

GASOLINALGN (GAS

PROMEDIO)Fracción molar

GASOLINALGN (GAS RICO)Fracción molar

I-Butano 0.00000 0.00000 0.00000

N-Butano 0.00018 0.00018 0.00020

I-Pentano 0.26970 0.31560 0.37750

N-Pentano 0.28110 0.34345 0.39770

N-Hexano 0.24160 0.21669 0.17200

N-Heptano 0.16520 0.08519 0.03744

N-Octano 0.04118 0.02099 0.00495

N-Nonano 0.00099 0.01358 0.00286

N-Decano 0.00000 0.00309 0.00525

N-Undecano 0.00000 0.00123 0.00208

TOTAL 1.00000 1.00000 1.00000

FRACCIONAMIENTO

PRODUCTO PRESIÓN (PSIG) TEMPERATURA (ºF)

Propano 206.0 111.0

Iso-butano 105.0 121.9

N-butano 113.0 120.0

Pentano 76.0 120.1

Gasolina Natural 65.0 120.3

FRACCIONAMIENTO

UNIDADCAPACIDAD NOMINAL

(BPD)FLUIDO

Despropanizadora 35 000.00 LGN de la Planta de Extracción

Desbutanizadora 16 155.435153.00

Producto de fondo de la UnidadDespropanizadoraGasolina Natural fondo de la Unidad Desbutanizadora de GLP-2

Desisobutanizadora10 264.16

Producto del tope de la torreDesbutanizadora

FRACCIONAMIENTO

PROPANO LGN (GAS POBRE)

PROPANOLGN (GAS

PROMEDIO)

PROPANOLGN (GAS RICO)

FLUJO (BPD) 11 450 13 370 18 845

COMPONENTES

FRACCIÓN MOLAR

Etano 0.01533 0.01358 0.01358

Propano 0.96650 0.96822 0.96822

Iso-butano 0.01694 0.01656 0.01661

N-butano 0.00124 0.00164 0.00159

FRACCIONAMIENTO

N-BUTANOLGN (GAS POBRE)

N-BUTANOLGN (GAS PROMEDIO)

N-BUTANOLGN (GAS RICO)

FLUJO (BPD) 4483 4756 6854

COMPONENTES FRACCIÓN MOLAR

Iso-butano 0.01719 0.01844 0.01798

N-butano 0.96784 0.96781 0.96786

Iso-pentano 0.01424 0.01359 0.01334

N-pentano 0.00063 0.00016 0.00082

FRACCIONAMIENTO

PENTANOLGN (GAS POBRE)

PENTANOLGN (GAS PROMEDIO)

PENTANOLGN (GAS RICO)

FLUJO (BPD) 5020 5094 8095


Iso-butano 0.00005 0.00004 0.00015

N-butano 0.00169 0.00170 0.00565

Iso-pentano 0.50270 0.52140 0.48070

N-pentano 0.41870 0.47090 0.47090

Hexano 0.05963 0.00572 0.03951

Heptano 0.01536 0.00024 0.00279

Octano 0.00187 0.00000 0.00018

Nonano 0.00000 0.00000 0.00006

Decano 0.00000 0.00000 0.00006

Undecano 0.00000 0.00000 0.00001

GASOLINALGN (GAS POBRE)

GASOLINALGN (GAS

PROMEDIO)

GASOLINALGN (GAS

RICO)

FLUJO (BPD) 7040 4650 2950


N-butano 0.00000 0.00002 0.00001

Iso-pentano 0.08737 0.06418 0.06225

N-pentano 0.16770 0.17810 0.15460

Hexano 0.38610 0.47940 0.57820

Heptano 0.28470 0.19100 0.14410

Octano 0.07258 0.04711 0.01963

Nonano 0.00161 0.03049 0.01151

Decano 0.00000 0.00693 0.02126

Undecano 0.00000 0.00277 0.00844

FRACCIONAMIENTO

ISO-BUTANOLGN (GAS POBRE)

ISO-BUTANOLGN (GAS

PROMEDIO)

ISO-BUTANOLGN (GAS

RICO)

FLUJO (BPD) 2568 2159 3410


Propano 0.01283 0.01397 0.01410

Iso-butano 0.96216 0.96202 0.96201

N-butano 0.02501 0.02401 0.02389

Iso-pentano 0.00000 0.00000 0.00000

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