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• Pinto Yana Lia Eyx

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Ponentes: Bracho, Lynes

Martins, Mirla Rodríguez, Carla Sicilia, Felix

ESQUEMA

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

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.

Composición Gas de alimentación, Área Sur

Composición Gas de alimentación, Área Norte

82,5% Metano 8,5% CO2 8,5% N2

COMPOSICIÓN DEL GAS DE ENTRADA AL CCO

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

i-Butano

0.8751

Peso Molecular

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+)

Saturado 21.54

2.551

COMPOSICIÓN DEL GAS DE ENTRADA AL CCO

COMPOSICIÓN GAS DE ALIMENTACIÓN, ÁREA SUR

COMPONENTES

Mol % (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

i-Butano

0.9956

Peso Molecular

n-Butano

1.7122

Presión: bar (psig)

i-Pentano

0.5057

Temp: °C (°F)

n-Pentano

0.4710

GPM (C3+)

Saturado 22.48 82.74 (1200) 32.0 (90) 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

PLANTAS CRIOGÉNICAS

Gas Residual T= 90 ºF P= 1200 psig

T= 120 ºF Gas Metano

950 MMPCED GAS RICO

T= 85 ºF P=1100 psig

P= 1800 Psig

P= 1200 Psig GAS LIFT

3X 158,52 X 120% MMPCED Tpo. Reg 8h Tpo. Sec 24h

FACILIDADES DE ENTRADA

DESHIDRATACIÓN TAMIZ MOLECULAR (*)

475 MMPCED / TREN

RECOMPRESIÓN DE GAS METANO

ENFRIAMIENTO TURBOEXPANSÓN

T= 85 ºF P=1100 psig ESTABILIZACIÓN DE CONDENSADOS

Gas Etano

DESMETANIZACION DE LGN

ULÉ

TRATAMIENTO DE ETANO

T= 90 ºF P= 583 psig

COMPRESIÓN DE ETANO

DESETANIZACIÓN DE LGN (*)

LGN

SISTEMA DE REFRIGERACIÓN

PLANTAS CRIOGÉNICAS

ISOBUTANO

PROPANO

LGN

DESPROPANIZACIÓN

DESBUTANIZACIÓN

DESISOBUTANIZACIÓN

Cap. 26.2 MBPD

Cap. 35 MBPD GLP2

PENTANO

C6+

Cap. 10.3 MBPD N-BUTANO

PLANTAS CRIOGÉNICAS

950 @ 1100 PSIG. Gas Rico

CCO / ULÉ

Bloque I Extracción

C3: 11.0 Mercado Interno

LGN 35.0

Bloque II Fraccionam.

6 ” G. Residual (483#) : 40.0

10” LGN : 22. 8

ULE-GLP-2

LÍNEAS NUEVAS LÍNEAS EXISTENTES C3: PROPANO

Bloque VIII

4” Gasolina Est.:3.0 4” Gasolina No Estabilizada:5. 1

C4 : I/NBUTANO C5: PENTANO LGN GASOLINA ETANO

PLANTA CCO

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.

C.C.O

COMPLEJO CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE

CRIOGÉNICO DE OCCIDENTE ( CCO )

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 )

•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

PRODUCCION OCCIDENTE

CRIOGENICO

FRACCIONAMIENTO ACTUAL

CLIENTES CABOTAJE

PRODUCCION

/ EXPORTACION PLANTAS ULE / BAJO GRANDE LGN MERCADO INTERNO COMBUSTIBLE PLANTAS GNV / DOMESTICO

CCO 950 MMPCD

70 MBD LGN 35 MBD ETANO 792 MMPCD GAS RESIDUAL

GAS RESIDUAL

SECTOR ELÉCTRICO

PROPANO ETANO

PEQUIVEN El TABLAZO

BLOQUES I Y II

C.R.P PEQUIVEN EL TABLAZO

PLANTAS GENERACION ELECTRICA PLANTAS EXTRACCION LGN

LGN I/II

PLANTAS FRACCIONAMIENTO GAS RICO GAS POBRE GAS RICO EN ETANO LGN

BAJO GRANDE ULE PR TJ-2/3

Gas Area Norte

Zulia

MG-LA PICA

LAMA PROCESO LAMARLIQUIDO

Gas Area Sur

C.R.P

PLANTAS GENERACION ELECTRICA PLANTAS EXTRACCION LGN

PEQUIVEN

PLANTAS FRACCIONAMIENTO P.E.R.L

EL TABLAZO

GAS RICO P.E.R.U

GAS POBRE GAS RICO EN ETANO LGN

B.G

CCO

ULE

Gas Rico Area Norte

Zulia

MG-LA PICA

LAMA PROCESO

Gas Rico Area Sur

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS E-19A/B 850 # 90 100 °F 165 MMPCED

V-3

Gas Rico

C-1

EC-1

110 °F 250 #

-84 °F 224 #

GAS RESIDUAL

90 °F

V-1

V-2A

76 °F 193 #

V-2B

-2.8 °F 205 #

90 °F 840 #

F-30

90 °F

E-3

E-2

E-1 63 °F 837 #

4 °F 825 #

27 °F 833 #

HV-800

-5 °F 217 #

56 °F 150 #

H-1B

PROPANO

110 °F 250 #

ENDULZAMIENTO

E-11

E-14

-84 °F 224 #

E-8

Agua

Agua

Agua

135 °F 263 #

V-12

RCV-505

GAS RESIDUAL

-107 °F 807 #

-137 °F 223 #

V-4

-111 °F 222 #

-86 °F 224 #

E-6

41 °F 400 #

LCV-704

0.75 °F 817 #

V-30 LCV-704A

-86.4 °F 224 #

E-13

V-10

E-4B

0.75 °F 817 #

0.5 °F 812 #

E-30 570 °F

ETANO

E-4A

V-8 P-30A/B

124 °F 75 # 83 °F 162 #

P-5A/B Agua

E-15

BUTANOS

LCV-709

65 °F 115 #

V-11

P-4A/B V-9

180 °F 278 #

V-7

LCV-504

V-5 44 °F 408 #

E-17

Vapor

Vapor

E-5

Vapor

E-16

E-9

Condensado

E-7

Condensado

GASOLINA E-10

LCV-706

P-3A/B

Agua

110 °F

251 °F 280 #

212 °F 410 #

Condensado

P-1A/B

41 °F 227 #

0.75 °F 817 #

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.

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

•Tren de enfriamiento generado por la interconexión de varios intercambiadores de calor. •Reducción gradual de la temperatura del fluido objeto de enfriamiento.

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• 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

Tsal1 Tent2

Tsal2

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• Diferencial de volúmen del fluido refrigerante • Ensuciamiento en la tuberia ( lado tubo) • Variaciones de presión ( lado carcaza)

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• La finalidad de este sistema es la de separar los componentes de una corriente gaseosa basada en sus puntos de ebullición.

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• 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

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• 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

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• 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

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

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).

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

PROBLEMAS

CAUSAS

RIESGOS O CONSECUENCIAS

Alta Temperatura. Aceite Lubricante

Enfriador de Aceite Parcialmente Obstruido

Daños a los Cojinetes, Paro de la Unidad.

Contaminación del Aceite con Hidrocarburos Líquidos

Daños en los Cojinetes por Baja Viscosidad.

Alto Diferencial de Presión. Filtro Succión Expansor

Formación de Hidratos

Pérdida de Eficiencia del Expansor/Compresor por Baja Velocidad.

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

IDEM

Parar la Unidad y Reemplazar el Filtro.

Daños a los Cojinetes

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

Daños en el Cojinete Lado Compresor

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

Oleaje (Surge)

Compresor Recirculando

Colapsamiento del Filtro por Alto Diferencial (sucio) Carga Inferior Diseño

del al

Sistema 70% del

Alta Temperatura Cojinetes Baja Carga Compresor

de

del

Pérdida de Eficiencia del Sistema

ACCIÓN Efectuar Medición de AT y AP a través del enfriador. Efectuar limpieza Efectuar Análisis al sistema de Lubricación para chequear viscosidad. Añadir Aceite Nuevo

IDEM

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

•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.

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

EQUIPOS PRINCIPALES EN PLANTAS CRIOGÉNICAS

• 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)

EXTRACCIÓN

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

Componentes

EXTRACCIÓN

Flujo (BEPD)

Presión (psig)

Temperatura (°F)

70 864.46 (1)

415.0

191.4

Suministro a GLP-Bajo Grande

13 000.00

300.0

120.0

Suministro al Tren GLP-2 En Ulé.

22 864.48

148.0

120.0

Planta de Fraccionamiento del CCO

35 000.00

305.0

184.5

Variables Producción

EXTRACCIÓN

Caso del Gas pobre Mol %

Caso del Gas más rico Mol %

Caso de Gas Promedio Mol %

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

109.8

72.56

100.00

Componentes N2

H2S (ppm)

ESCENARIOS DE OPERACIÓN DEL CCO VARIABLES

UNIDA DES

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 Norte Flujo continuo de líquidos (hidrocarburo + agua) proveniente del área Norte

MMscfd BEPD

1040.0 3140. 0

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

MMscfd BEPD

360.0 4012.0

Capacidad de retención (“Slug”) – Norte Capacidad de retención (“Slug”) – Sur Separador de Entrada (NOTA 1) Flujo de Gas Filtros Coalescedores de entrada (NOTA 2 Flujo de Gas Condiciones Diseño mecánico Temperatura: Presión:

Bbls @ 85°F y 1100 psig

2000.00 2000.00

MMscfd

950.0 x 120%

MMscfd

3 x 475x 120%

°F psig

175 1370

EXTRACCIÓN

Equipos / Parámetros

Unidades

Diseño

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

BEPD psig 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 Estabilizadora Succión 2da etapa Flujo gas Presión succión (Nota 3) Succión 3era etapa Flujo gas: Presión succión (Nota 3) Presión Descarga Temperatura de descarga (Nota 3)

MMscfd MMscfd psig MMscfd psig psig °F

6.25 9.0 539 9.0 783 1100 285

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)

Variables

Unidades

Diseño

Capacidad Torre Lecho de Remoción de Mercurio:

MMscfd

1 x 475 x 120% (Nota 1)

Periodo de vida

Años

10 – 15

EXTRACCIÓN

Variables

Unidades

Diseño

Flujo de gas de alimentación

MMscfd

475

Flujo alimentación al Turbo Expansor – Compresor Diferencial de cabezal de presión

MMscfd psi

(259.40 – 406.10) x 100% 555 – 77

Producción -LGN (Caso gas más rico)

BEPD % Rec. C3

35 432.24 91.72

Producción -LGN (Caso gas riqueza promedio)

BEPD % Rec. C3

29 987.48 94.70

Producción -LGN (Caso gas menos rico o pobre)

BEPD % Rec. C3

23 351.53 95.33

Producción de Etano (Caso gas más rico)

MMscfd % recobro C2

59.11 44.07

Producción de Etano (Caso gas riqueza promedio)

MMscfd % recobro C2

61.4 55.62

Producción de Etano (Caso menos rico o pobre)

MMscfd % recobro C2

64.08 75.35

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 Capacidad (Nota 1)

Unidades MMscfd

Diseño Gas 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

psig

1200.0

Presión

EXTRACCIÓN

Variables

Unidades

Diseño

MMscfd

3 x 142.5 (1)

oF

120

Presión de Succión

Psig

1.200

Presión de descarga

Psig

1.800

Capacidad Instalada Temperatura

FRACCIONAMIENTO

COMPONENTES

CASO GAS POBRE Fracción molar

CASO GAS PROMEDIO Fracción molar

CASO GAS RICO Fracción 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

GASOLINA LGN (GAS POBRE) Fracción molar

GASOLINA LGN (GAS PROMEDIO) Fracción molar

GASOLINA LGN (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

COMPONENTES

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

UNIDAD

CAPACIDAD NOMINAL (BPD)

FLUIDO

Despropanizadora

35 000.00

LGN de la Planta de Extracción

Desbutanizadora

16 155.43 5153.00

Producto de fondo de la Unidad Despropanizadora Gasolina Natural fondo de la Unidad Desbutanizadora de GLP-2

Desisobutanizadora 10 264.16

Producto del tope de la torre Desbutanizadora

FRACCIONAMIENTO

FLUJO (BPD)

PROPANO LGN (GAS POBRE)

PROPANO LGN (GAS PROMEDIO)

PROPANO LGN (GAS RICO)

11 450

13 370

18 845

COMPONENTE S

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-BUTANO LGN (GAS POBRE) FLUJO (BPD)

4483

COMPONENTES

N-BUTANO LGN (GAS PROMEDIO) 4756

N-BUTANO LGN (GAS RICO) 6854

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

FLUJO (BPD)

PENTANO LGN (GAS POBRE)

PENTANO LGN (GAS PROMEDIO)

PENTANO LGN (GAS RICO)

5020

5094

8095

COMPONENTES

FRACCIÓN MOLAR

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

FRACCIONAMIENTO

FLUJO (BPD)

GASOLINA LGN (GAS POBRE)

GASOLINA LGN (GAS PROMEDIO)

GASOLINA LGN (GAS RICO)

7040

4650

2950

COMPONENTES

FRACCIÓN MOLAR

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

FLUJO (BPD)

ISO-BUTANO LGN (GAS POBRE)

ISO-BUTANO LGN (GAS PROMEDIO)

ISO-BUTANO LGN (GAS RICO)

2568

2159

3410

COMPONENTES

FRACCIÓN MOLAR

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