simulaciÓn dinÁmica del proceso de ajuste del punto de

VIII CAIQ2015 y 3 JASP

AAIQ Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

SIMULACIÓN DINÁMICA DEL PROCESO DE AJUSTE DEL

PUNTO DE ROCÍO EN PLANTAS DE ACONDICIONAMIENTO

DE GAS NATURAL

L.A. Benitez1*

, J.P. Gutiérrez1, L. Ale Ruiz

2, E.E. Tarifa

3 y E. Erdmann

4

(1) Instituto de Investigaciones para la Industria Química (INIQUI-CCT Salta-CONICET). Consejo de

Investigaciones (CIUNSa), Facultad de Ingeniería Universidad Nacional de Salta (UNSa). Av.

Bolivia Nº 5150-(4400) Salta-Argentina. E-mail: [email protected]

(2) Facultad de Ingeniería, CIUNSa, Universidad Nacional de Salta.

(3) Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Jujuy. CONICET.

(4) Instituto Tecnológico de Buenos Aires (ITBA). INIQUI-CCT Salta-CONICET

Resumen. Debido a que la demanda mundial de energía es cada vez mayor,

el gas natural ha tomado un rol estratégico importante en el suministro de

energía a nivel mundial. La formación de hidratos en las instalaciones de

procesamiento y de transporte de gas natural representa un grave problema

que debe ser manejado adecuadamente, tanto en el diseño como en la

operación, para evitar paradas no programadas, pérdidas costosas de

producción, riesgos graves de seguridad e incluso la destrucción de equipos

valiosos. Debido a estas consecuencias, a menudo costosas, el gas natural

debe ser sometido a procesos de acondicionamiento. Estos procesos

permiten, además, el cumplimiento de los requisitos establecidos por el

ENARGAS (Ente Nacional de Regulación del Gas en Argentina) para el

transporte y uso de gas natural. En este trabajo se describe el desarrollo de

una simulación dinámica, empleando el simulador comercial Aspen

HYSYS® V8.3, para el sector de ajuste de punto de rocío de una planta de

procesamiento de gas natural. Esta simulación permite a los ingenieros de

procesos visualizar el proceso y analizar su comportamiento en función de

variables operativas críticas. El gas considerado en la simulación es un gas

típico proveniente de yacimientos de la provincia de Salta (Argentina). La

mailto:[email protected]

VII CAIQ 2013 y 2das JASP

AAIQ, Asociación Argentina de Ingenieros Químicos - CSPQ

configuración de la planta y las condiciones de operación adoptadas son las

generalmente empleadas en la zona para en el tratamiento de gas natural.

Palabras clave: Simulación Dinámica, Gas Natural, DewPoint, Aspen HYSYS,

Hidratos.

1. Introducción

El Debido a que la demanda mundial de energía es cada vez mayor, el gas natural ha

tomado un rol estratégico importante en el suministro de energía a nivel mundial

(Economides & Wood, 2009). Este gran auge del gas natural se debe a numerosos

factores, que incluyen el desarrollo de nuevos mercados, una infraestructura ya existente

para el transporte y distribución, la seguridad alcanzada en el uso y abastecimiento, la

eficiencia de la combustión, un amplio uso y aplicación en la fabricación de productos

petroquímicos y fertilizantes, y la creciente demanda de combustibles con bajo

contenido en azufre (Abbas T., 2009).

La producción mundial de gas natural convencional y no convencional continuará

incrementándose en las próximas décadas. Además, el sector de gas natural tiene el

récord de seguridad en la industria en cuanto al suministro. Las tasas reserva/producción

de gas al 2009 indican que se podría producir gas convencional por 70 años y no

convencional por 180 años, lo cual significa que tendríamos gas natural hasta por 250

años más (Roca, 2013; Saeid Mokhatab, 2006).

Para asegurar una operación eficiente y evitar inconvenientes en el transporte y

procesamiento del gas natural, las impurezas deben ser eliminadas. El agua es

probablemente el componente indeseable más común que se encuentra en el gas natural

no tratado. Su presencia puede ocasionar obstrucciones y taponamiento de importancia

en los gasoductos, válvulas o equipos, entorpeciendo o incluso deteniendo el flujo de

gas por las líneas de transmisión debido a la formación de hidratos.

Los hidratos son sólidos de naturaleza cristalina, de apariencia similar a la nieve o al

hielo, que se forman por la combinación de agua libre con moléculas de hidrocarburos

de bajo peso molecular (metano, etano, propano e isobutano) y otros gases (nitrógeno,



CO2, H2S) del gas natural en condiciones de alta presión (de 2500 hasta 11000 kPa) y

baja temperatura (entre 35,33 y 53,33 F) (Koh, 2002).

La formación de hidratos representa un grave problema en las instalaciones de

procesamiento y transporte de gas natural, el cual debe ser manejado adecuadamente,

tanto en el diseño como en la operación, para evitar paradas no programadas, pérdidas

costosas de producción, riesgos graves de seguridad e incluso la destrucción de equipos

valiosos (Koh, 2002). Debido a estas consecuencias costosas, el gas natural debe ser

sometido a procesos de acondicionamiento, entre los que se encuentra la inhibición de

formación de hidratos. Estos procesos de acondicionamiento permiten, además, el

cumplimiento de los requisitos establecidos por el ENARGAS (Ente Nacional de

Regulación del Gas en Argentina) para el transporte y uso de gas natural.

En los últimos años, la simulación de procesos está jugando un papel muy importante

en la industria química, como una herramienta adecuada y oportuna para el diseño,

caracterización, optimización y monitoreo del funcionamiento de procesos industriales.

El modelado y la simulación por computadora han llegado a ser herramientas

ingenieriles extremadamente exitosas para el diseño y optimización de procesos.

En este trabajo, se describe el desarrollo de una simulación dinámica, empleando el

simulador comercial ASPEN HYSYS® V8.3, para el sector de ajuste de punto de rocío

de una planta de procesamiento de gas natural. Conjuntamente, se utilizó la aplicación

Process Ecology Hydrate Application, desarrollada por Process Ecology Inc. Esta

herramienta implementa métodos recientes y rigurosos para el cálculo de la formación

de hidratos. El gas considerado en la simulación es un gas típico proveniente de

yacimientos de la provincia de Salta (Argentina). La configuración de la planta y las

condiciones de operación adoptadas son las generalmente empleadas en la zona para el

tratamiento de gas natural.

2. Procesamiento y Acondicionamiento del Gas Natural

2.1. Prevención de Formación de Hidratos

Entre los métodos de prevención de la formación de hidratos, la disminución de la

temperatura de formación de hidratos con inhibición química es una de las más

utilizadas. En ella, se realiza la inyección de glicol o metanol en el gas; atendiendo a las



bajas temperaturas de trabajo, el más apto es el monoetilenglicol (MEG) o simplemente

etilenglicol (EG). El propósito de la inyección de glicol en el gas no es la absorción del

agua, sino la formación de una solución con ella a medida que condensa cuando se

enfría el gas, y de esta forma lograr bajar la temperatura de formación de hidratos en el

gas.

2.2. Ajuste de Punto de Rocío de Hidrocarburos

En la industria del gas natural existen diferentes procesos para ajustar el punto de

rocío de hidrocarburos, el más utilizado es el de enfriamiento mecánico del gas en un

intercambiador de calor (Chiller) usando propano como refrigerante (Ale Ruiz, 2009).

En este proceso, la corriente de gas natural se enfría con un sistema de refrigeración

externo, con propano, y luego los líquidos condensados se retiran en un separador a baja

temperatura y se estabilizan en una columna (Bahadori, 2012). Un simple sistema de

refrigeración de propano proporciona refrigeración a temperaturas de hasta -40 F.

3. Simulación de Procesos

3.1. Metodología

Para realizar la simulación dinámica se ejecutaron las siguientes etapas:

I. Recolección de información. Se obtuvo información acerca del dimensionamiento

de los equipos de la planta, datos históricos de operación, especificaciones de equipos,

composición de flujos, variables actuales, recomendaciones de operación. También, se

consultaron revistas y libros especializados, sitios en Internet, datos de operadores de

planta y de expertos.

II. Simulación Estacionaria. Se analizó y evaluó detalladamente las fortalezas y

limitaciones del simulador de procesos utilizado: Aspen HYSYS. Este simulador cuenta

con los modelos termodinámicos y los modelos de equipos necesarios para simular el

proceso en estudio. En primer lugar, se realizó una simulación en estado estacionario, la

cual produjo resultados similares a los reales observados en planta. El paquete

termodinámico seleccionado para realizar la simulación fue el de Peng-Robinson.

III. Simulación Dinámica. El modelo estacionario desarrollado en la etapa anterior

fue transformado en dinámico por medio de la incorporación de especificaciones



adicionales a los equipos existentes, agregando lazos de control y proveyendo valores

iniciales para las variables de estado. Con toda esta información adicional, el modelo

dinámico puede estimar la evolución del proceso ante una perturbación dada; por lo

cual, es una herramienta que puede ser empleada para el diseño de lazos de control, el

diseño de procedimientos de emergencia, y para todo aquello que requiera conocer la

respuesta temporal del proceso.

3.2. Hipótesis y Restricciones

Durante la simulación estacionaria, se realizaron las siguientes consideraciones:

Los separadores no presentan arrastre de líquidos en las corrientes gaseosas de

salida.

No hay presencia de sólidos en las corrientes de gas y glicol.

La temperatura de la unidad de regeneración es inferior a la temperatura de

degradación del glicol.

Las normas del ENARGAS aceptan un gas de venta de hasta 65 mg de agua/Sm3

de gas; por lo tanto, se adoptó dicho valor como el máximo permisible a la salida

del gas.

La corriente del gas de entrada no presenta rastros de BTX, por lo que se considera

que no debe tener equipos auxiliares para el acondicionamiento del vapor de agua

que sale del regenerador.

Las tuberías y equipos no tienen pérdidas de calor.

Se propuso un esquema de proceso (ver Fig. 1), cuya configuración corresponde a

plantas reales de procesamiento de gas natural, que permiten la recuperación de líquidos

condensables del gas natural (gasolina), en consecuencia el ajuste del punto de rocío de

hidrocarburos y la inhibición de hidratos mediante inyección de etilenglicol (EG).

Aspen HYSYS tiene la capacidad de simular rigurosamente sistemas de EG, para ello se

utiliza el paquete de fluidos Peng–Robinson, en el cual la ecuación de estado ha sido

modificada por Aspen Technology Inc. para representar el comportamiento no ideal de

las fases líquido-vapor en todo el rango de operación esperado para estos sistemas

(Partho & Ruhul, 2011).



Aspen HYSYS incorpora mejoras respecto al paquete fisicoquímico original hechas

con el objetivo de extender el rango de aplicabilidad y para mejorar la descripción de

los sistemas no ideales. El nuevo rango de temperaturas va desde sistemas criogénicos

hasta altas temperaturas, y el de presiones va desde presiones de vacío hasta sistemas de

alta presión. Aspen HYSYS incorpora una gran base de datos para la interacción

binaria, lo que hace que las estimaciones sean muy buenas para mezclas de

hidrocarburos. La misma ecuación de estado de manera satisfactoria predice la

distribución de componentes de petróleo pesado, el equilibrio del glicol en soluciones

acuosas, y los sistemas de metanol (Aspen Technology Inc., 2014).

Fig. 1. Simulación estacionaria de una planta de ajuste de punto de rocío.

3.3. Process Ecology Hydrate Application

El Process Ecology Hydrate Application (ver Fig. 2) automatiza el análisis de las

condiciones de formación hidrato dentro de un simulador de procesos tan potente como

Aspen HYSYS, y permite rápidamente comparar las predicciones de varios métodos de

cálculo utilizando una base termodinámica consistente brindada por el mismo

simulador. Sin embargo, sólo puede ser utilizado para las simulaciones en modo

estacionario.

Esta aplicación emplea métodos tradicionales, como el GPSA (Gas Processors and

Suppliers Association), junto con aquellos más rigurosos en la predicciones de

formación de hidratos (método mejorado de van der Waals-Platteeuw y procedimientos

de Chen-Guo). Por otra parte, estima los caudales requeridos de inhibidor usando un



método riguroso y métodos empíricos, como el de Hammerschmidt y Nielsen-Bucklin

(Holoboff, 2012; Gas Processors Suppliers Association, 2004).

Fig. 2. Entorno de la aplicación Process Ecology Hydrate Application.

3.4. Simulación Estacionaria

La corriente de entrada al proceso (ver Fig. 1) es de un gas natural proveniente de la

planta de endulzamiento de gas, cuya composición corresponde a los datos

cromatográficos mostrados en la Tabla 1. Ingresan 3 MMscfd a una presión de

operación igual a 75 kg/cm2 y una temperatura de operación igual a 30 ºC.

Tabla 1. Composición del gas natural que ingresa a la Planta

Componente Fracción

Molar Metano 0,7897

Etano 0,0610

Propano 0,0294

i-Butano 0,0070

n-Butano 0,0126

i-Pentano 0,0156

n-Pentano 0,0135

n-Hexano 0,0254

n-Heptano 0,0300

Nitrógeno 0,0100

CO2 0,0004

Agua 0,0054

Se realiza una primera separación en un separador bifásico (Separador Primario),

para eliminar los compuestos que se encuentran condensados y recuperar líquidos

pesados provenientes de la unidad anterior. El gas que se obtiene del separador primario

se divide en dos corrientes (Gas2 y Gas3) para ser enfriadas, una en el intercambiador



IQ Gas/Gas y la restante en el intercambiador IQ Gas/Gasolina. Luego, ambas

corrientes se vuelven a unir para ingresar al intercambiador gas/propano (Chiller),

donde la corriente resultante se enfría hasta una temperatura igual a -11,10 ºC.

Las inyecciones de EG se simularon con mezcladores, en cada uno de los cuales

ingresa la corriente de gas saturado con agua y una corriente de EG. La inyección del

inhibidor se realiza en tres puntos: antes de intercambiador gas/ gas (MIX-100), otro

antes del intercambiador gas/líquido (MIX-101) y el último antes del Chiller (MIX-

102).

El caudal de EG a alimentar al mezclador está sujeto a la cantidad de agua que

ingresa con el gas y la reducción de la temperatura de formación de hidratos requerida.

Este caudal se ha calculado mediante el empleo de un Spreadsheet denominado Flujo

Másico Glicol (Ale Ruiz, 2009), en él se importan los flujos másicos de agua de las

corrientes Gas2, Gas3 y Gas4 y la fracción másica del glicol correspondiente a la

corriente denominada “EG a TEE”.

La tasa de inyección de EG también es estimada empleando la aplicación

denominada Process Ecology Hydrate Application con el fin de comparar sus resultados

con aquellos obtenidos con el Spreadsheet. Esta aplicación se incorpora al modelo como

una unidad de procesos de Aspen HYSYS, totalmente integrada al entorno de

simulación. HydrateApp1 es aplicada a la corriente Gas2Frio, HydrateApp2 es aplicada

a la corriente Gas3Frio y la HydrateApp3 se aplica a la corriente Gas Frío que sale del

Chiller. Por último, dentro de la simulación principal se simulan, como módulos

Standard Sub-Flowsheet, el Sistema de Refrigeración con Propano, el Sistema de

Estabilización y el Sistema de Regeneración de EG.

3.5. Simulación Dinámica

Para obtener el modelo dinámico (ver Fig. 3) a partir del modelo estacionario

presentado previamente, se ejecutaron las siguientes etapas:

I. Especificación de los parámetros de presión y flujo.

II. Dimensionamiento de los equipos.

III. Diseño y configuración de la estrategia de control.

IV. Inicialización de las variables de estado.



Fig. 3. Simulación dinámica de una planta de ajuste de punto de rocío.

4. Resultados y Discusión

4.1. Temperatura de Rocío de Hidrocarburos

En la Fig. 4 se observa que la temperatura de rocío de hidrocarburos es directamente

proporcional a la temperatura del Chiller. Cuando ésta es inferior a los -11.10 ºC, la

temperatura de rocío cumple con la especificación del ENARGAS (Res. 622/98)

correspondiente a -4 ºC a 5500 kPa. Este comportamiento se debe a que a medida que

la corriente GasFrío disminuye su temperatura, es mayor la cantidad de Gasolina que se

obtiene del separador LTS; de esta forma, el gas a venta cuenta con menos cantidad de

compuestos pesados en su composición.

Fig. 4. Relación entre la temperatura de punto de rocío de hidrocarburos y la temperatura del

Chiller.

-25

-20

-15

-10

-5

0

5

10

-30-25-20-15-10-50

HC

Dew

Po

int

(ºC

)

Temperatura del Chiller (ºC)

80%wt EG



4.2. El Poder Calorífico

En la Fig. 5 se observa que poder calorífico del gas es directamente proporcional a la

temperatura del Chiller. En todo el rango de temperaturas analizado, cumple con la

especificación del ENARGAS (Res. 622/98) correspondiente de Min. 8850 kcal/m3 -

Máx. 10200 kcal/m3.

Fig. 5. Relación entre el poder calorífico alcanzado y la temperatura del Chiller.

4.3. Contenido de Agua en el Gas Tratado

La variable del proceso más sensible a los cambios de concentración de EG es

evidentemente el contenido de agua en el gas de venta. Se observa que para una dada

temperatura del Chiller, mientras más concentrada sea la solución de EG, menor es el

contenido de agua en el gas de salida. La cantidad de agua también es muy sensible a la

disminución de la temperatura del Chiller (ver Fig. 6). Según bibliografía, el rango

óptimo de concentración de las solución de glicol es de 60 %wt al 80 %wt (Campbell,

1982). La Fig. 6 muestra que en este rango de concentraciones, y para temperaturas del

chiller menores a -1 ºC, se cumplen las especificaciones del contenido de agua en el gas

natural (Res. 622/98).

9600

9700

9800

9900

10000

10100

10200

10300

-30-25-20-15-10-50

Po

der

ca

lorí

fico

(K

cal/

m3

)

Temperatura del Chiller (ºC)



Fig. 6. Variación de la cantidad de agua en el gas de venta en función de la temperatura del Chiller,

empelando la concentración de EG como parámetro.

4.4. Resultados de la Simulación Dinámica

Los Strip Charts permiten observar gráficamente la evolución de las variables de

interés de una corriente, de un bloque o de un controlador.

En la Fig. 7 se observa cómo oscilan las principales variables del proceso a lazo

abierto en función del tiempo. En estas condiciones no es posible alcanzar las

especificaciones requeridas. En cambio, en la Fig. 8 se observa la respuesta del sistema

de control adoptado para el proceso y sus principales variables. Se controla la

temperatura del Chiller a -11,10 ºC y el caudal del EG que se inyecta en los

mezcladores. Con el sistema de control activo, se cumplen con todas las

especificaciones requeridas.

5,00

15,00

25,00

35,00

45,00

55,00

65,00

75,00

-30-25-20-15-10-50

mg

H2O

/Sm

3 G

as

T Chiller (ºC)

80%wt 75%wt

70%wt 65%wt

60%wt



Fig. 7. Strip Chart Simulación dinámica a lazo abierto sin control.

Fig. 8. Strip Chart simulación dinámica con estrategia de control aplicada

5. Conclusiones

Se realizó satisfactoriamente la simulación completa de una planta de ajuste del

punto de roció para un gas característico de la región norte de Argentina, empleando

condiciones operativas características de este tipo de plantas. La simulación realizada

permite visualizar el proceso y analizar su comportamiento en función de las variables

operativas críticas: concentración de la solución de EG (60 %wt al 80 %wt) y la

temperatura del Chiller (-30 ºC a 0 ºC).

El modelo estacionario presentado en este trabajo puede ser empleado para optimizar

el proceso mediante la reducción de los costos de capital y equipo, como así también



para aumentar al máximo la producción. Por otra parte, el modelo dinámico

desarrollado en este trabajo puede ser empleado para optimizar el diseño de

controladores sin afectar negativamente la seguridad de la planta. Además, el análisis

dinámico proporciona retroalimentación y mejora el modelo de estado estacionario

mediante la identificación de áreas específicas de una planta que puede tener

dificultades para alcanzar los objetivos de estabilidad.

Referencias

Abbas T., G. M. (2009). Dynamic Simulation of Sweetening Process of Natural Gas. Canadian Journal on

Chemical Engineering & Technology, 2 (9).

Ale Ruiz, L. M. (2009). Natural gas dew point adjustment. Parametric sensitivity analysis. 8th World Congress of

Chemical Engineering. . Montreal-Quebec-Canadá. Actas publicadas en formato digital.

Aspen Technology Inc. (2014). Aspen HYSYS Thermodynamics COM Interface. Version Number: V8.3. .

Cambridge, MA: Aspen Technology Inc.

Bahadori, A. (2012). A simple approach for evaluating the performance of a refrigeration system in the natural

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Campbell, J. (1982). Gas conditioning and processing (2 ed., Vol. 1 ). EEUU: Ed. Campbell Petroleum Series.

Economides, M. J., & Wood, D. A. (2009). The state of natural gas. Journal of Natural Gas Science and

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Koh, C. W. (2002). Mechanisms of gas hydrate formation and inhibition. Fluid Phase Equil., 194-197, 143-151.

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