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UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR
Decanato de Estudios de Postgrado
Especializacin en Ingeniera del Gas Natural
ANLISIS Y SELECCIN DE TECNOLOGA PARA LA DESACIDIFICACIN DEL GAS NATURAL PROVENIENTE DEL
DISTRITO ANACO.
Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simn Bolvar
por
Luis Alberto Alvarez
Como requisito parcial para optar al grado de
Especialista en Ingeniera del Gas Natural
Bajo la tutora del Profesor Alexis Bouza
Mayo 2008
UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR Decanato de Estudios de Postgrado
Especializacin en Ingeniera del Gas Natural
ANLISIS DE SELECCIN DE TECNOLOGA PARA LA DESACIDIFICACIN DEL GAS NATURAL PROVENIENTE DEL
DISTRITO ANACO.
Este Trabajo Especial de Grado ha sido aprobado en nombre de la Universidad Simn
Bolvar por el siguiente jurado examinador:
Fecha:__________
AGRADECIMIENTOS
A Dios en primer lugar por siempre estar a mi lado aun en aquellos momentos cuando yo por descuido lo he dejado a un lado. Por darme fuerzas, salud y otorgarme el privilegio de tener a mi lado a esas grandes personas que han sido el pilar fundamental para convertirme en la persona que hoy soy..Por supuesto me refiero a mi familia y amigos.
A mi esposa quien me ha acompaado de forma incondicional con inmenso amor, cario y paciencia en la elaboracin de este trabajoQuien ha sabido entender mi mal humor de a ratos. Quien a pesar de lo ocupado que hemos estado en los ltimos tiempos siempre ha tenido una palabra y un gesto de apoyo y amor.Sin duda alguna ha sido la que me ha dado la fuerza para lograr completar este trabajo.Jenny eres nica.Una vez ms lo logramos .Te adoro
A mis padres porque con amor, trabajo, valor, humildad y honestidad han sido el mejor ejemplo de lo que es ser una persona ntegra Porque me han enseado con esfuerzo y dedicacin que en esta vida todo se puede lograr con, empeo y amor incluso el convertirse en los padres perfectos.Porque en todo momento me han guiado, acompaado y apoyado en cada uno de las decisiones que he tomado. Porque han estado de forma incondicional en los momentos ms difciles que he tenidoHan llorado y redo junto a mi En fin por hacer imposible que con palabras describa la excelente e inmejorable labor que han desempeado como padres, personas y profesionales..
A mis hermanos por su eterno cario y amor. por compartir da a da conmigo los distintos retos que la vida nos ofrece..
A mis sobrinas Clarisa y Arantxa quienes son las nias ms hermosas de este mundoQuienes durante sus visitas en los ltimos das con un gesto, una palabra o una accin hicieron que mantuviera mis fuerzas y mis nimosLas adoro.
A mis tos, primos porque siempre me han demostrado el verdadero significado de lo que es una familia.
Seora Libia, seora Rosario y Mara por apoyarnos, darnos nimo, mostrarnos siempre una sonrisa cuando el cuerpo no poda. Y muchas veces la comida.Muchas Gracias
A mi pas Venezuela tierra de innumerables riquezas que aun no hemos sabido aprovechar y valorar.
iii
A la Universidad Simn Bolvar por otorgarme una vez ms la oportunidad de formarme como profesional en sus instalacionesUna vez ms me siento privilegiado
Al profesor Alexis Bouza por dedicar horas importantes de su tiempo en transmitirnos sus conocimientos y apoyarme para lograr en tiempo esperado la culminacin exitosa de este trabajo.Muchas gracias
Al profesor Claudio Olivera por su tiempo y empeo para permitirme alcanzar este logro en la fecha estimada
A todos los profesores que durante esta especializacin compartieron sus grandes conocimientos con paciencia y esfuerzo con los estudiantes de esta especializacin. Gracias profesora Yamilet, Sabrina, Dosinda, Francisco
A un grupo excepcional de profesionales de quienes me siento orgullo de forma parte, mis compaeros de postgrado, quienes sin duda alguna hicieron cada uno de los viernes y sbados en los que se curs esta especializacin momentos de crecimiento no solo profesional sino como personas.Gracias muchachos.
A todos un milln de gracias y con el mayor de cario les dedico este mi logroSu logro.
RESUMEN
El gas natural que actualmente se produce en el Distrito Anaco, Estado Anzotegui-Venezuela, y que es enviado a mercado interno, posee niveles de CO2 que alcanzan un porcentaje alrededor del 9 % molar y niveles de H2S en el rango de 7,5 ppm volumen; niveles estos que se encuentran por encima de las especificaciones acordados por PDVSA Gas con sus clientes. Este incumplimiento de especificacin ha ocasionado prdidas econmicas importantes a PDVSA Gas, por resarcimiento de daos a terceros y por aumento en el mantenimiento operacional de sus instalaciones. Con el fin de cumplir con los compromisos asumidos por PDVSA Gas Distrito Anaco y alcanzar el contenido de H2S y CO2 en el de gas natural para mercado interno, de acuerdo a la especificaciones segn la revisin de la Norma COVENIN 3568-2:2000 llevada a cabo por el Ente Nacional del Gas (ENAGAS) de 6,8 ppmv de H2S y 4 % molar CO2 a partir del ao 2010, se hace imprescindible la construccin de una infraestructura en el sistema de transmisin, que opera a una presin nominal de 1200 psig, que permita la remocin de estos componentes. El caudal de gas natural a tratar ser de 1000 MMSCFD. Con la finalidad de operar con mayor flexibilidad operacional y a peticin de PDVSA Gas el gas natural, se tratar en dos trenes de tratamiento cada una operara con una capacidad de diseo de 550 MMSCFD. El siguiente estudio tuvo como finalidad evaluar con criterios tcnicos las tecnologas que son capaces de operar a las condiciones requeridas de alimentacin y salida del gas natural. El mismo arroj como resultado la seleccin de la metildietanolamina (MDEA) como la tecnologa que mejor se adapta a los criterios tcnicos establecidos.
Palabras Claves: Gas Natural, Sulfuro de Hidrgeno, Dixido de Carbono, Endulzamiento, Criterios tcnicos.
INDICE GENERAL
INTRODUCCIN ............................................................................................................ 1
1.1. Planteamiento del problema .................................................................................. 2
1.2. Antecedentes ........................................................................................................ 4
1.3. Justificacin ........................................................................................................... 6
1.4. Objetivo general .................................................................................................... 7
1.5. Objetivos especficos ............................................................................................. 7
MARCO REFERENCIAL ................................................................................................. 9
TECNOLOGAS PARA EL ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL ........................... 13
3.1. Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar .............................. 13
3.2. Determinacin de los criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas pre-seleccionadas para el endulzamiento del gas natural ......................... 16
3.3. Anlisis de las tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento ................. 18
3.3.1. Desacidificacin con Aminas (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997) 18
3.3.2. Desacidificacin con carbonato de potasio caliente (K2CO3), (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997) ......................................................................... 24
3.3.3. Desacidificacin con Membranas (Echt, 2002; Dortmundt y Kishore, 1999; GPSA, 1998). ................................................................................................................ 29
3.3.4. Desacidificacin por Absorcin Fsica (Kohl y Riesenfield, 1997; Maddox, et al 1984 ;Saied, et al 2006) ................................................................................................ 35
DESARROLLO DE LA MATRIZ DE SELECCIN DE TECNOLOGA .......................... 40
4.1. Ponderar de cada uno de los criterios tcnicos seleccionados para la evaluacin de las tecnologas para el endulzamiento del gas natural. ............................................ 40
vi
4.2. Elaboracin y aplicacin de la matriz de seleccin de tecnologa. .................... 45
4.2.1. Seleccin del tipo de amina a utilizar como solvente en el proceso de endulzamiento del gas natural del Distrito Anaco. ........................................................ 54
4.2.1.1. Monoetanolamina (MEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984) ....................................................................................... 55
4.2.1.2. Dietanolamina (DEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984) ....................................................................................... 56
4.2.1.3. Metildietanolamina (MDEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984; Polasek y Bullin, 1994) .................................................. 58
4.2.1.4. Diglicolamina (DGA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984; Polasek y Bullin, 1994) .................................................. 59
PREDISEO DE LOS EQUIPOS DE LA TECNOLOGA DE ENDULZAMIENTO SELECCIONADA. ......................................................................................................... 65
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................ 72
REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS .............................................................................. 74
APENDICE A. Memoria de clculo para el uso de los mapas tecnologas y mapas de tecnologas utilizados en este estudio: .......................................................................... 77
Apndice A.1 Memoria de clculo para el uso de los mapas tecnolgicos: .................. 77
Apndice A.2 Mapas de tecnologa utilizados en este estudio: ..................................... 81
APENDICE B. CLCULO DE LOS FLUJOS DE AMINA Y LA TORRE ABSORBEDORA ...................................................................................................................................... 85
Apndice B.1 Premisas para el diseo de la torre absorbedora ................................... 85
Apndice B.2 Memoria de clculos de los flujos de amina a manejar en la Torre absorbedora. ................................................................................................................. 86
Apndice B.3 Clculo de la altura y Dimetro de la torre. ............................................. 99
APENDICE C. CLCULO LA TORRE REGENERADORA E INTERCAMBIADOR AMINA POBRE/AMINA RICA ..................................................................................... 103
vii
Apndice C.1 Premisas de diseo de la Torre regeneradora y el intercambiador amina pobre/amina rica. ........................................................................................................ 103
Apndice C.2 Memoria de clculo del calor necesario en el rehervidor. ..................... 105
Apndice C.3 Memoria de clculo del calor del intercambiador amina pobre/amina rica. .................................................................................................................................... 106
Apndice C.4 Memoria de clculo del calor transferido en el condensador de tope de la torre regeneradora. ..................................................................................................... 108
Apndice C.5 Memoria de clculo del dimetro y altura del regenerador. .................. 110
APENDICE D. CLCULO INTERCAMBIADOR AMINA POBRE/AGUA DE ENFRIAMIENTO ......................................................................................................... 115
APENDICE E. CLCULO SISTEMA DE BOMBEO DE MDEA ................................... 117
Apndice E.1 Premisas para el diseo de las bombas de amina pobre. .................... 117
Apndice E.2 Memoria de clculo del sistema de bombeo de MDEA ......................... 118
APENDICE F. CLCULO DEL SEPARADOR VERTICAL PARA EL GAS NATURAL DE ENTRADA Y SALIDA DE LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO CON MDEA ....... 121
APENDICE G. CLCULO DEL SEPARADOR HORIZONTAL MDEA- HIDROCARBUROS .................................................................................................... 127
APENDICE H. CLCULO DEL RECPIENTE VERTICAL PARA PROTECCIN DE LA BOMBA DE AMINA POBRE ....................................................................................... 133
INDICE DE FIGURAS
Figura 1.1 Diagrama de investigacin evaluativa. (Valarino, et al 2008). ........................ 4
Figura 2.1 Esquema preliminar de la infraestructura a instalar en el Distrito Anaco para la produccin, transporte y tratamiento del Gas Natural (TECNOCONSULT, 2006 a).. 12
Figura 3.1 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con aminas (GPSA, 1998) ................................................................................................... 20
Figura 3.2 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con carbonato de potasio caliente (Maddox, 1984). ............................................................ 25
Figura 3.3 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con una etapa de membrana (Echt, 2002). .......................................................................... 29
Figura 3.4 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con un arreglo de dos etapas membrana (Echt, 2002). ....................................................... 30
Figura 3.5 Diagrama de proceso procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con solventes fsicos (GPSA, 1998). ...................................................................... 36
Figura 5.1 Esquema general de la planta de endulzamiento de gas natural con MDEA al 50% (GPSA, 2004). ................................................................................................... 66
Figura A.1 Mapa Tecnolgico nmero 1. (Maddox, 1984) ............................................ 81
Figura A.2 Mapa Tecnolgico nmero 2 (Kidnay y Parrish, 2006) ............................... 82
Figura A.3 Mapa Tecnolgico nmero 3 Facilitado por la empresa Dow. ..................... 83
Figura A.4 Mapa Tecnolgico nmero 4 Facilitado por la empresa UOP LCC. ............ 84
Figura B.1 Efecto de la temperatura en la solubilidad del CO2 en la solucin de MDEA al 50% (Kohl y Riesenfield, 1997) ................................................................................ 91
Figura N B.2 Efecto de la temperatura en la solubilidad del H2S en la solucin de MDEA al 50% (Kohl y Riesenfield, 1997) ..................................................................... 92
Figura B.3 Capacidad calrica de la MDEA (Kohl y Riesenfield, 1997) ....................... 94
ix
Figura B.4 Capacidad calrica de la solucin de amina rica que sale de la torre (Kohl y Riesenfield, 1997) ........................................................................................................ 99
Figura B.5 Grfica para determinar la densidad de la solucin de MDEA (Kidnay, 2006). .................................................................................................................................... 101
Figura C.1 Diagrama de la torre de regeneracin (Kohl y Riesenfield, 1997). ........... 104
Figura C.2 Presin de vapor de la solucin de MDEA (Kohl y Riesenfield, 1997). ... 107
Figura F.1. Distintos niveles de lquido en un recipiente (TECNOCONSULT, 2006 a) 124
INDICE DE TABLAS
Tabla 3.1 Composicin del gas natural del Distrito Anaco a la entrada de plantas de endulzamiento (TECNOCONSULT, 2006 b). ................................................................ 15
Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas. .......................... 21
Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente. ......................................................................................................................... 26
Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas. .................. 31
Tabla 3.5 Caractersticas del proceso de endulzamiento con solventes fsicos. ........... 37
Tabla 4.1 Matriz de ponderacin de criterios ............................................................... 41
Tabla 4.2 Escala numrica para ponderar los criterios a evaluar. ................................ 42
Tabla 4.3 Ejemplo de matriz de ponderacin de criterios ............................................. 42
Tabla 4.4 Ejemplo de matriz de ponderacin de criterios. ............................................. 43
Tabla 4.5 Matriz de ponderacin de criterios obtenida ................................................. 44
Tabla 4.6 Tabla de ponderacin de criterios ................................................................. 44
Tabla 4.7 Calificaciones para comparar especificacin de CO2 a la salida del proceso ...................................................................................................................................... 45
Tabla 4.8 Calificaciones para comparar especificacin de H2S a la salida del proceso ...................................................................................................................................... 45
Tabla 4.9 Calificaciones para comparar la complejidad operacional de las plantas ..... 46
Tabla 4.10 Calificaciones para comparar el Operaciones de Mantenimiento de las plantas ........................................................................................................................... 46
Tabla 4.11 Calificaciones para comparar la flexibilidad operacional de las plantas ..... 47
Tabla 4.12 Calificaciones para comparar el impacto ambiental de las plantas ............ 47
xi
Tabla 4.13 Calificaciones para comparar el Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes ................................................................................ 48
Tabla 4.14 Calificaciones para comparar las prdidas de hidrocarburos en las plantas ...................................................................................................................................... 49
Tabla 4.15 Calificaciones para comparar la experiencia comercial que tiene cada una de estas tecnologas en el mundo. ................................................................................ 49
Tabla 4.16 Calificaciones para comparar los requerimientos de unidades de entradas al proceso. ..................................................................................................................... 50
Tabla 4.17 Calificaciones para comparar los requerimientos de energa. .................... 50
Tabla 4.18 Calificaciones para comparar las plantas con caudales similares. ............. 50
Tabla 4.19 Ejemplo de Matriz de evaluacin tecnolgica a utilizar en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. .. 51
Tabla 4.20 Matriz de evaluacin tecnolgica obtenida en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. ....................... 52
Tabla 4.21 Calores de reaccin de gases cidos en soluciones de aminas (Kidnay y Parrish, 2006) ............................................................................................................... 60
Tabla 4.22 Caractersticas de las aminas usadas para el endulzamiento del gas natural (Kohl y Riesenfield, 1997) ............................................................................................ 60
Tabla 4.23 Comparacin de las diferentes aminas estudiadas (GPSA, 2004) .. 61
Tabla 4.24 Calificaciones para comparar la degradacin de las aminas....................... 61
Tabla 4.25 Calificaciones para comparar la corrosin ocasionada por las aminas a la planta ............................................................................................................................ 62
Tabla 4.26 Calificaciones para comparar la capacidad de absorcin de las aminas ... 62
Tabla 4.27 Calificaciones para comparar el contenido de gas residual en la amina regenerada .................................................................................................................... 63
Tabla 4.28 Calificaciones para comparar los costos de la amina .................................. 63
Tabla 4.29 Matriz de ponderacin de criterios obtenida ............................................... 63
xii
Tabla 4.30 Ponderacin de criterios obtenida .............................................................. 64
Tabla 4.31 Matriz de evaluacin de aminas obtenida en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. ....................... 64
Tabla 5.1 Resultados de la torre absorbedora. ............................................................ 67
Tabla 5.2 Resultados de la torre regeneradora. ........................................................... 67
Tabla5.3 Resultados de Intercambiador amina pobre/ amina rica. .............................. 68
Tabla 5.4 Resultados de Intercambiador amina pobre/ agua de enfriamiento. ............ 69
Tabla 5.5 Resultados del sistema de bombeo de amina pobre nmero 1. .................... 69
Tabla 5.6 Resultados del sistema de bombeo de amina pobre nmero 2. ................... 69
Tabla 5.7 Resultados obtenidos del prediseo del separador de entrada y a la salida de la planta de endulzamiento. ..................................................................................... 70
Tabla 5.8 Resultados obtenidos del prediseo del separador horizontal MDEA / hidrocarburo. ................................................................................................................. 70
Tabla 5.9 Resultados obtenidos del prediseo del separador vertical ubicado entre sistema de bombeo de amina pobre nmero 1 y sistema de bombeo nmero 2. ......... 71
Tabla C.1 Valores tpicos de Kv para torres con distinto espaciado entre los platos y para distintos valores del parmetro de flujo (Fv) ....................................................... 112
Tabla G.1 Valores del factor A1* para dimensionamiento de separadores horizontales (PDVSA, 2005). ........................................................................................................... 132
CAPITULO I
INTRODUCCIN
El Gas Natural que se encuentra en los yacimientos, posee una gran variedad
de componentes, algunos de los cuales son contaminantes no deseados y son
capaces de disminuir el poder calorfico del gas, complicar su transporte por
condensacin o taponamientos de tuberas y vlvulas (hidratos). Adicionalmente
estos compuestos pueden ser altamente corrosivos, nocivos para la salud y/o el
ambiente. Debido a estas razones se hace imprescindible la aplicacin de
diferentes procesos tcnicos que permitan remover dichos contaminantes del gas
natural.
El sulfuro de hidrgeno (H2S) y el dixido de carbono (CO2) son dos de los
contaminantes cidos que con mayor frecuencia se encuentra asociados al gas
natural. Su presencia adems de ser altamente nocivo para la salud y el ambiente,
causa grandes complicaciones en los procesos que se encuentran ubicados aguas
abajo a la etapa de produccin de gas natural.
De acuerdo a PDVSA Gas, en la actualidad, se estn presentando problemas
con los niveles de CO2 y H2S en el gas natural que PDVSA Gas, Distrito Anaco, est
entregando a sus clientes del mercado interno, a travs del sistema de transmisin
de 1200 psig. Los problemas se fundamentan principalmente en las altas
concentraciones de estos componentes, CO2 y H2S, en el gas natural que se
entrega a los clientes en el rea oriental y occidental del pas. (TECNOCONSULT,
2006 a).
Este no cumplimiento de las especificaciones del gas natural de entrega a los
clientes, ha ocasionado prdidas econmicas importantes a PDVSA Gas, Distrito
2
Anaco, por concepto de resarcimiento de daos causados a las instalaciones y
procesos de sus clientes, as como por requerimientos de un mayor mantenimiento
de las instalaciones propias de PDVSA Gas.
Todo esto, aunado al alto riesgo que conlleva el manejo de altas
concentraciones de H2S en las tuberas; y es que, el valor lmite permisible de
exposicin para este compuesto por largo perodos para seres humanos es 10 ppmv
segn la Agencia de Seguridad Ocupacional de los Estados Unidos de Norte
Amrica. En el rango de 70 a 150 ppmv luego de algunas horas de exposicin el ser
humano comienza a ser afectado, de 170 a 300 ppmv son los valores mximos que
puede ser inhalados por un ser humano hasta por una hora sin consecuencias
serias, entre 400 y 500 ppm se originan daos cuando la exposicin es por un tiempo
de media hora a una hora; y finalmente para niveles mayores a 500 ppmv, la
exposicin es fatal cuando se somete a un ser humano por un tiempo de media hora
o menos (Campbell, 1982).
1.1. Planteamiento del problema
La capacidad actual del Sistema de Transmisin de gas de 1200 psig
(nominal) en el Distrito Anaco, se ha visto comprometida frente a la necesidad de
expansin de la produccin de gas en el rea de Anaco, producto de la demanda
nacional, as como del arrastre de lquidos hidrocarburos a volmenes que superan
la capacidad de diseo de algunos de sus componentes bsicos, como lo son:
gasoductos, separadores, plantas de proceso, entre otros.
El Sistema de Transmisin de Gas de 1200 psig de Anaco, no posee
actualmente una infraestructura que permita la remocin del gas natural de los
contaminantes cidos como H2S y CO2, para los volmenes de gas que a corto y
mediano plazo PDVSA Gas emperezar a producir, lo cual ha ocasionado que
PDVSA Gas, Distrito Anaco, no pueda cumplir con las especificaciones de calidad
exigidas por sus clientes del mercado interno, en cuanto a los contenidos de H2S y
CO2. Por lo cual, se hace imprescindible la entrada en operacin de un sistema que
permita remover la cantidad excedente de estos componentes cidos a travs de un
proceso de Endulzamiento, hasta llegar a los niveles de 4% molar de CO2 y de 6,8
3
ppm volumen de H2S de la corriente de gas natural de acuerdo a la revisin de la
Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural. Caractersticas Mnimas de Calidad.
Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas de Transporte Troncales De Libre
Acceso) llevada a cabo por el Ente Nacional del Gas (ENAGAS).
Con el fin de seleccionar el proceso de endulzamiento que permita alcanzar
los niveles de CO2 y H2S requeridos de la manera ms eficiente. Para esto se
realizar un estudio tcnico que permita determinar cual tecnologa es capaz de
manejar los flujos de gas natural que se producen en el Distrito Anaco y alcanzar las
especificaciones de CO2 y H2S requeridas.
Este trabajo se ubica segn la clasificacin de la UNESCO (UNESCO, 1988),
dentro del campo de ciencias tecnolgicas, en la disciplina tecnologa energtica,
sub-disciplina de gas natural, ver Figura 1.1. El tipo de investigacin es evaluativa
(Valarino, 2007) sus componentes son:
Fines: Remocin de los contaminantes H2S y CO2 del gas natural producido en el Distrito Anaco que se distribuye a Mercado Interno.
Medios: Las tecnologas de Endulzamiento de este estudio, de manera preliminar, se mencionan a continuacin:
1. Absorcin qumica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la
reaccin qumica entre estos componentes y un solvente lquido.
2. Absorcin fsica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por
absorcin, sin reaccin qumica, de estos componentes y un solvente lquido.
3. Membranas: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la
permeabilidad selectiva de estos componentes a travs de una pelcula,
membrana.
4. Adsorcin fsica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la
adsorcin de estos componentes en un slido.
4
Figura 1.1 Diagrama de investigacin evaluativa. (Valarino, et al 2008).
1.2. Antecedentes
De acuerdo a informacin dada por PDVSA Gas a TECNOCONSULT en
distintas reuniones de trabajo, se estableci que, la causa por la cual no se estn
cumpliendo las especificaciones de CO2 y H2S en el gas natural que se entrega al
Mercado Interno, se debe a la entrada en produccin de nuevos pozos petroleros en
los campos Aguasay, Soto Mapiri, Santa Ana- el Toco, Zapato Mata R, Santa Rosa y
San Joaqun; as como de otros ya operativos en estos campos, que poseen niveles
superiores a los indicados por la norma COVENIN 3568 de estos
componentes(TECNOCONSULT, 2006 a).
Las especificaciones requeridas de CO2 y H2S para el Mercado Interno,
sern de acuerdo a la revisin de la Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural.
Caractersticas Mnimas de Calidad. Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas de
5
Transporte Troncales De Libre Acceso) llevada a cabo por ENAGAS, la cual
establece que los valores mximos para el ao 2010 de CO2 y de H2S deben ser 4%
molar y 6,8 ppm volumen de la corriente de gas natural.
El Gas que actualmente se produce en el Distrito Anaco de Venezuela, posee
niveles de CO2 que alcanzan un porcentaje entre 5% y 10% molar y niveles de H2S
que van en el rango de 5 a 100 ppm volumen; de acuerdo a anlisis cromatogrficos
presentados por PDVSA Gas a TECNOCONSULT en reuniones de trabajo
(TECNOCONSULT, 2006 b).
En la actualidad PDVSA Gas cuenta en Venezuela con distintas instalaciones
para la remocin de CO2 y H2S del gas natural que es producido en el pas. Las
tecnologas de endulzamiento de gas natural utilizadas por PDVSA en sus
instalaciones varan, generalmente utilizan para la absorcin de H2S y CO2 plantas
de aminas. En otros casos la remocin de estos componentes es hecha adsorcin
con slidos especiales y as como con el uso de membranas.
Sin embargo, de acuerdo a lo indicado por PDVSA Gas a TECNOCONSULT
en reuniones de trabajo, las mismas no tienen la capacidad para endulzar los
volmenes de gas producido en el Distrito Anaco.
En los ltimos aos PDVSA Gas, ha contratado a distintas empresas
consultoras de ingeniera como DITECH, INELECTRA y TECNOCONSULT, con el
fin de desarrollar estudios tcnicos para la seleccin de tecnologas de
endulzamiento de gas natural, y determinar de esta forma cul es el proceso que
mejor se adapta a sus necesidades. Las empresas consultoras de ingeniera se han
avocado a evaluar las distintas tecnologas comercializadas por empresas
internacionales como FLUOR, SHELL, NATCO, UOP, ente otras, que cuentan con
patentes de procesos para el endulzamiento de gas natural.
En los aos 2002 y 2003, una empresa consultora en Venezuela, cuyo
nombre se considera de carcter confidencial, desarroll una ingeniera para PDVSA
Gas, nombre del proyecto es de carcter confidencial, en la cual se realiz un estudio
6
tcnico para la seleccin de tecnologas de endulzamiento del gas natural para la
regin de Anaco, proyecto este que no fue completado.
En el ao 2006, otra empresa consultora de ingeniera, cuyo nombre se
considera de carcter confidencial, llev a cabo otro estudio tcnico para la seleccin
de tecnologas de endulzamiento del gas natural para uno de los campos de
produccin de gas natural ubicados en el distrito Anaco. El nombre del proyecto as
mismo, es de carcter confidencial.
Desde el ao 2006, TECNOCONSULT se encuentra desarrollando proyectos
para PDVSA Gas dentro de los cuales se tiene contemplado el desarrollo de un
estudio tcnico para la seleccin de tecnologas de endulzamiento del gas natural
del Distrito Anaco, por requerimiento de la Gerencia de Procesos debe mantenerse el
nombre del proyecto de carcter confidencial.
Para realizar el estudio de seleccin de tecnologa de endulzamiento, se
tomar como base la composicin tpica del gas natural del Distrito Anaco, obtenida
a partir de un estudio desarrollado por TECNOCONSULT. ste servir como base
para la escogencia de la tecnologa, as como el prediseo de los equipos principales
en la planta de proceso de Endulzamiento resultante.
1.3. Justificacin
Este trabajo especial de grado, permitir determinar cul es la tecnologa, de
todas las existentes en el mercado, que se adapta de la manera ms eficiente, en
funcin de criterios tcnicos, a las necesidades de PDVSA Gas, para obtener as un
gas natural que cumpla con las especificaciones de contenido de sulfuro de
hidrgeno (H2S) y el dixido de carbono (CO2) para venta en el mercado interno
venezolano.
Escoger la tecnologa adecuada permitir que PDVSA Gas se asegure en no
incurrir en nuevos gastos por concepto de resarcimiento de daos causados a las
instalaciones y procesos de sus clientes, as como la disminucin de los
desembolsos que PDVSA Gas debe hacer por concepto de mantenimiento de las
7
instalaciones propias, a consecuencia de corrosin en equipos y tuberas, por la
presencia del CO2 y H2S en el gas natural (TECNOCONSULT, 2006 a).
As mismo, el determinar la tecnologa que mejor se adapte a los
requerimientos de PDVSA Gas, evitar que una vez instalada la planta de
Endulzamiento, se tengan que realizar gastos adicionales por concepto de
modificaciones a la planta para alcanzar las especificaciones de H2S y CO2 requeridas por la norma COVENIN para el gas natural que va a mercado interno.
Los gastos adicionales pueden generarse por la necesidad de la
incorporacin de nuevos equipos de procesos no previsto durante las fases de
ingeniera, por desconocimiento de lmites y condiciones de operacin de la
tecnologa de endulzamiento seleccionada, o por la necesidad de reposicin de
equipos o materiales del proceso averiados por algn constituyente del gas a
endulzar; y cuyo efecto contraproducente no se conoca, por falta de familiarizacin
con el proceso de endulzamiento escogido, al momento de seleccionar la tecnologa.
1.4. Objetivo general
Analizar y evaluar mediante criterios tcnicos, diferentes alternativas de
tecnologas que permitan remover el sulfuro de hidrgeno (H2S) y el dixido de
carbono (CO2) del gas natural proveniente del Distrito Anaco, a fin de alcanzar los
niveles de concentraciones requeridos, para que el gas natural pueda ser enviado
en especificacin al Mercado Interno.
1.5. Objetivos especficos
Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar que permitan operar a las condiciones del gas natural de entrada y alcanzar las especificaciones de
salida requeridas por PDVSA Gas, Distrito Anaco, con la ayuda de mapas de
tecnologas.
Determinar criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas para el endulzamiento del gas natural.
8
Analizar tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento del gas natural proveniente del Distrito Anaco.
Asignar una ponderacin a cada uno de los criterios tcnicos seleccionados para evaluacin de las tecnologas para el endulzamiento del gas natural.
Elaborar y aplicar una matriz de seleccin de tecnologa de endulzamiento basada en los criterios tcnicos seleccionados.
Prediseo de los equipos principales de la tecnologa seleccionada, basado en heursticas de diseo.
CAPITULO II
MARCO REFERENCIAL
En el siguiente captulo se dan a conocer las bases referenciales bajo las
cuales se desarroll el siguiente estudio para la seleccin de tecnologa de
endulzamiento del gas natural del sistema de transmisin de 1200 psig del Distrito
Anaco.
La infraestructura de produccin de gas natural asociada al Distrito de Gas
Anaco, Estado Anzotegui, se divide en dos reas operacionales representativas:
rea Mayor de Oficina (AMO): rea operacional conformada por los Campos Zapato, Mata R, Aguasay,
Soto, Mapiri y La Ceibita. Estos se encuentran ubicados en el Estado Anzotegui.
rea Mayor de Anaco (AMA): rea operacional conformada por los Campos Santa Ana, El Toco, Santa
Rosa, San Joaqun, Guario y el Roble. Estos campos se encuentran ubicados en el
Estado Anzotegui.
De acuerdo al Portafolio de Oportunidades de PDVSA Gas (PDO) para los
aos 2005 al 2024, se estima que la produccin de gas de los Campos ubicados en
el rea Mayor de Oficina (AMO) y rea Mayor de Anaco (AMA), supere los 2000
MMSCFD. Por tal motivo, PDVSA Gas, determin la necesidad de optimizar, adecuar
y desarrollar la infraestructura necesaria para manejar estos volmenes de gas y los
lquidos asociados, por tanto, se estn realizando una serie de proyectos
10
en los que se busca que cada campo cuente con Estaciones de Recoleccin,
conformado por un arreglo de Vlvulas Multipuerto que centralicen la recoleccin de
la mezcla multifsica (agua, crudo y gas) de un nmero definido de pozos, que se
conectan a una red de lneas de recoleccin para el manejo y transporte de toda la
produccin multifsica del campo, hasta llegar al respectivo Centro Operativo, donde
se realizar la separacin de estas tres fases. Se espera tener 7 centros operativos
en el Distrito Anaco.
Una vez separado el gas en el Centro Operativo, se comprimir en la estacin
de compresin de dicho Centro hasta una presin de 1200 psig (nominal) y se
incorporar al Sistema de Transmisin de Gas que este Centro tiene asociado.
Posteriormente las corrientes de gas provenientes de todos los Centros
Operativos llegarn a un mltiple de segregacin, en el cual se contarn con
sistemas especializados para identificar aquellas corrientes que requieran
tratamiento, a fin de que sean incorporadas a la seccin de tratamiento respectivo,
endulzamiento y/o deshidratacin y que permitan distribuir las corrientes que no
requieran tratamiento a Plantas de Extraccin y Mercado Interno, de acuerdo a los
requerimientos de flujo y caracterstica de gas, ver Figura 2.1.
La descarga de gas tratado ser incorporada al mltiple de segregacin a fin
de generar las mezclas de gas respectivas para el suministro a Plantas de Extraccin
o Mercado Interno. La capacidad de la planta de tratamiento para el endulzamiento y
deshidratacin fue definida a partir de un estudio de segregacin realizado por
TECNOCONSULT (TECNOCONSULT, 2006 b).
Las distintas tecnologas de proceso de endulzamiento sern evaluadas y
sometidas de acuerdo a su rango de operacin y otras condiciones de inters, a un
estudio de seleccin tecnolgica enmarcada en la necesidad de proveer
tcnicamente al cliente, del proceso que genere mayor beneficio tcnico con el
menor impacto ambiental posible.
Por solicitud expresa de PDVSA Gas, no se tomarn para el estudio de
endulzamiento tecnologas hibridas, es decir, tecnologas que surgen de
11
la combinacin de dos o ms tecnologas como por ejemplo el caso de una
planta que opere con membranas y aminas, esto basado en el argumento
que estos procesos no se encuentran suficientemente probados en la
industria del procesamiento del gas natural, adems de que son percibidos
como procesos altamente complejos para operar y mantener por PDVSA
Gas.
Igualmente a solicitud de PDVSA Gas y basados en el alto volumen
de gas natural a tratar, 1000 MMSCFD, se proceder hacer el endulzamiento
en dos trenes, plantas, de tratamiento cada uno con una capacidad de 550
MMSCFD de gas natural a procesar. Esto trae como beneficio mayor
flexibilidad operacional.
As mismo se debe aclarar que la especificacin que debe alcanzar la
planta de endulzamiento y de deshidratacin deben ser de acuerdo a la
revisin Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural. Caractersticas
Mnimas de Calidad. Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas De
Transporte Troncales De Libre Acceso) llevada a cabo por el Ente Nacional
del Gas (ENAGAS), que establecern que los valores mximos para el ao
2010 de CO2 y de H2S deben ser 4% molar y 6,8 ppm volumen de la
corriente de gas natural, as mismo, el contenido de agua (H2O), no debe ser
mayor a 6,1 lb H2O/MMSCF de gas natural, para la distribucin a mercado
interno. Las plantas de extraccin sern suplidas con un gas natural cuyo
contenido H2S, CO2 y agua, se encuentra a la especificacin de mercado
interno, ya que las mismas cuentan con sistemas propios que removern los
contenidos de estos tres componentes hasta los valores para los cuales
estas plantas fueron diseadas.
12
Figura 2.1 Esquema preliminar de la infraestructura a instalar en el Distrito Anaco para la produccin, transporte y tratamiento del Gas
Natural (TECNOCONSULT, 2006 a).
CAPITULO III
TECNOLOGAS PARA EL ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
Existen una gran cantidad de tecnologas que permiten remover CO2 y/o H2S
del gas natural agrio. El mecanismo a travs del cual ellas logran la remocin vara
segn la tecnologa a utilizar, las ms comnmente utilizadas se basan en
absorcin qumica, que se fundamenta en la ocurrencia de una reaccin qumica
entre un solvente lquido y el o los componentes que se desean remover del gas,
absorcin fsica, un solvente lquido absorbe los componentes del gas a remover,
permeabilidad selectiva de componentes a travs de una pelcula, membrana, y la
adsorcin fsica o qumica, en la cual un slido adsorbe los componentes a remover
del gas.
3.1. Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar
Debido a la amplitud de tecnologas existentes para el endulzamiento del gas
natural agrio y las ventajas que cada uno de ellos tiene sobre las otras, se ha
convertido en todo un reto la escogencia de la tecnologa que mejor se ajuste a lo
requerido; y es que deben ser tomados en cuenta un gran nmero de parmetros
tcnicos.
Valindose de la complejidad en la que se ha convertido el proceso de
seleccin de tecnologas de endulzamiento se ha realizado importantes esfuerzos,
tanto por investigadores como por empresas, en desarrollar mapas de tecnologas,
como el desarrollado por Tennyson y Schaaf (Kidnay y Parrish, 2006), que permiten
al menos limitar el rango de tecnologas que aplican para un caso en particular de
estudio. Estos mapas son instrumentos usados en el rea tcnica tanto a
14
nivel nacional como internacional, que permiten indicar cul o cules son las
tecnologas que aplican para el caso particular del gas a endulzar. Los mismos han
sido desarrollados en funcin de experiencias y resultados prcticos, obtenidos con
cada tecnologa a lo largo del tiempo que ha sido utilizada. Para hacer uso de estos
mapas de tecnologas es necesario conocer ciertas condiciones del gas agrio que se
desea endulzar, as como conocer ciertas condiciones del gas producto o endulzado.
Las caractersticas del gas natural que actualmente se produce en el Distrito
Anaco en Venezuela y que se utiliz como base para el desarrollo de este estudio,
se tomo de acuerdo a anlisis cromatogrficos presentados por PDVSA gas a
TECNOCONSULT en reuniones de trabajo (TECNOCONSULT, 2006 b) y es el
reportado en la tabla 3.1.
Para la preseleccin de las tecnologas de endulzamiento capaces de trabajar
bajo los requerimientos de PDVSA Gas, Distrito Anaco, se utilizaron cuatro mapas de
tecnologas, dos de ellos encontrados en la literatura y los otros dos facilitados por
dos de los licenciantes con los que se tuvo contacto. Se limit el rango de
tecnologas a analizar en este estudio a todas las tecnologas que aparecieran como
resultado de la lectura de al menos uno de los mapas de tecnologas, esto con el fin
de que el estudio fuera lo ms amplio posible.
Se utilizaron cuatro mapas de tecnologas:
Mapa 1: Tomado del libro tcnico especializado Gas Conditioning and Processing Volumen 4: Gas Treating and Liquid Sweetening Edicin 3;
Editorial Campbell Petroleum Series, autores R. Maddox y J. Morgan. Ver
Apndice A.
Mapa 2: Tomado del libro tcnico especializado Fundamentals of Natural Gas Processing Autores Kidnay, A y Parrish, W. Ver Apndice A.
Mapa 3: Facilitado por el representante de la empresa DOW en Venezuela. Ver Apndice A.
15
Mapa 4: Facilitado por el representante de la empresa UOP en Venezuela. Ver Apndice A.
Tabla 3.1 Composicin del gas natural del Distrito Anaco a la entrada de plantas de endulzamiento (TECNOCONSULT, 2006 b).
Propiedad Unidades GASFase Vapor
Temperatura F 109Presin psig 1000
Flujo lb-mol/h 109798Peso Molecular lb/lb-mol 22,55
Densidad lb/ft3 4,49Viscocidad Cp 0,01164
Z 0,83552Gravedad Especifica 0,767
MMSCFD 1000Composicin
H2O 0,00118 N2 0,00282
CO2 0,08442 H2S 7,5 ppmv
METANO 0,74875 ETANO 0,08318
PROPANO 0,04686 iso-BUTANO 0,01024 n-BUTANO 0,01115
iso-PENTANO 0,00378 n-PENTANO 0,00265
HEXANO 0,00213 MCP 0,00043
BENZENO 0,00020 CICLO HEXANO 0,00036
HEPTANO 0,00085 METIL-CICLO HEXANO 0,00024
TOLUENO 0,00018 OCTANO 0,00040
ETIL-BENZENO 0,00002 m-XYLENO 0,00002
Basado en los resultados obtenidos de los mapas de tecnologas los
procesos de endulzamiento a analizar en este estudio fueron las siguientes:
Desacidificacin con Aminas.
Desacidificacin con Potasio.
16
Desacidificacin con Membranas.
Desacidificacin por Absorcin Fsica.
3.2. Determinacin de los criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas pre-seleccionadas para el endulzamiento del gas natural
Con el fin de evaluar las tecnologas preseleccionadas, utilizando los mapas
tecnolgicos, se establecieron una serie de criterios tcnicos, los cuales se utilizaron
para aplicar una matriz de evaluacin, que permiti valorar y seleccionar la
tecnologa que mejor se adapte a los requerimientos de PDVSA Gas. Los criterios
tcnicos utilizados para la evaluacin de la matriz de seleccin de tecnologas fueron
tomados a partir de reuniones tcnicas con PDVSA Gas, en donde se indicaron
variables tcnicas que ellos consideraron de relevante importancia y que fueron
tomadas en cuenta para seleccionar una tecnologa de endulzamiento. As mismo,
en base a la revisin de la base de datos de TECNOCONSULT, donde se
encontraron distintos estudios tcnicos para la seleccin de tecnologas realizados
por TECNOCONSULT para PDVSA que sirvieron de referencia en este estudio
(TECNOCONSULT, 2002). En dichos estudios se mencionan algunos de los criterios
tcnicos escogidos. As mismo se cont con el aporte de personal especializado de
TECNOCONSULT.
A continuacin se definen el conjunto de criterios tcnicos que se utilizaron
para la aplicacin de la matriz de evaluacin tcnica.
1. Especificacin CO2 a la salida del proceso: Se refiere a los niveles de concentraciones de CO2 en el gas que pueden alcanzarse a la salida del
proceso de endulzamiento.
2. Especificacin de H2S a la salida del proceso: Se refiere a los niveles de concentraciones de H2S en el gas que pueden alcanzarse a la
salida del proceso de endulzamiento.
17
3. Complejidad Operacional: Se refiere a la dificultad que puede presentar la operacin de la tecnologa a evaluar desde el punto de vista del
control de variables, as como la cantidad de equipos y personal requerido.
4. Operaciones de Mantenimiento: Se evaluar los posibles daos a equipos, accesorios y tuberas a consecuencia de la operacin continua de la
planta.
5. Flexibilidad Operacional: Se refiere a la capacidad que debe tener la tecnologa en estudio de operar bajo distintas condiciones de flujo y
composicin de la alimentacin, as como de temperaturas y presin,
manteniendo siempre las especificaciones requeridas de H2S y CO2 en el gas
a la salida de la planta.
6. Impacto ambiental: Se deber escoger una alternativa que permita minimizar el impacto que pueda tener el proceso sobre el medio ambiente al
poder darle un manejo y disposicin eficiente a las emanaciones y
subproductos que se puedan generar. Tomando en cuenta como un factor a
evaluar el espacio necesario para la instalacin de la planta.
7. Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes: Se evaluar el comportamiento del sistema al recibir como alimentacin un gas con alto contenido de mercaptanos, sulfuro de carbonilo
(COS), disulfuro de carbono (CS2), asfltenos, altas cantidades de
condensados, etc; con el fin de conocer si es capaz de operar en dichas
condiciones y valorar las consecuencias que esto pueda traer a equipos,
solventes, dispositivos e impacto ambiental.
8. Prdida de hidrocarburos en el proceso: La prdida de hidrocarburos en estos procesos es un factor no deseado ya que se busca el mayor
aprovechamiento energtico de cada uno de los componentes del gas para
obtener el mayor beneficio econmico posible.
18
9. Experiencia del proceso: Toma en cuenta la existencia de plantas instaladas de cada una de las tecnologas a evaluar tanto fuera como dentro
de Venezuela para el endulzamiento del gas natural lo cual sirve como
respaldo de la aplicabilidad y el adecuado funcionamiento de la misma.
Tambin se toma en cuenta la presencia del personal de apoyo tcnico.
10. Requerimientos de unidades a la entrada: Algunas tecnologas requieren el acondicionamiento del gas a la entrada del proceso de
endulzamiento para alcanzar los mejores resultados o para evitar daos en
equipos y/o solventes.
11. Requerimientos de energa: La cantidad de energa que una planta requiera puede representar un impacto importante a los costos de operacin
por lo que debe ser un criterio a considerar al momento de evaluar una
tecnologa.
12. Plantas que operen con caudales similares: Este criterio toma en cuenta si la tecnologa ha operado para flujos similares al requerido.
3.3. Anlisis de las tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento
Se realiz una revisin bibliogrfica en la cual se obtuvo informacin detallada
sobre el funcionamiento, las fortalezas y debilidades de cada uno de los procesos
preseleccionados para el endulzamiento del gas natural del Distrito Anaco. A
continuacin se presenta un resumen de la informacin investigada.
3.3.1. Desacidificacin con Aminas (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997)
Este proceso se basa en la reaccin qumica que ocurre entre los
componentes cidos del gas natural H2S y CO2 y la amina en solucin. Cuando el
gas natural agrio es alimentado a la torre absorbedora y entra en contacto con el
solvente, se forma una sal la cual es arrastrada por el solvente. A medida que el gas
natural agrio va atravesando la torre de absorcin este va perdiendo los
19
componentes cidos, H2S y CO2, mientras que el solvente va quedando enriquecido
en dichos componentes.
Este es un proceso donde el solvente es regenerado, por lo cual una vez que
este abandona la torre de absorcin y se encuentra rico en contenido de H2S y CO2
debe ser pasado por un proceso mediante el cual le son retirados los componentes
cidos para luego ser re-circulado a la torre absorbedora y dar comienzo a un nuevo
ciclo. Este proceso funciona como un ciclo cerrado.
Segn los requerimientos de contenido de CO2 y H2S que se desee en el gas,
se puede trabajar con diferentes tipos de aminas. La amina que se utiliza en este
proceso se encuentra diluida en una solucin acuosa, es por esto que el gas
endulzado se obtiene saturado en agua.
El endulzamiento con amina es una de las tecnologas ms utilizadas en el
proceso de tratamiento de gas y tiene la capacidad de obtener un gas natural
producto con niveles bastante bajos de H2S (< 4 ppm).
A pesar de que en este proceso el solvente es regenerado, se producen
prdidas del mismo tanto en la etapa de regeneracin como en la etapa de
absorcin, por lo que cantidades de solventes deben ser inyectadas para reponer
estas prdidas. Segn informacin aportada en reuniones de trabajo por licenciantes
de procesos de aminas la cantidad de amina que debe ser inyectada para reposicin
de prdidas debe ser en el orden de 1 a 0,5 lb de amina /MMSCF de gas natural a
endulzar para procesos bien manejados.
Descripcin del Proceso de desacidificacin con Aminas:
El gas natural agrio pasa a travs de un separador en el cual son removidos los
lquidos y slidos que vienen en la corriente, luego el gas cido es enviado a una
torre absorbedora en donde entra en contacto con la amina pobre, que es alimentada
en contracorriente a la torre, es aqu cuando los componentes cidos del gas
reaccionan con la amina pobre y forman una sal, quedando de esta forma una
20
corriente de amina rica en componentes cidos, H2S y CO2 , y un gas dulce (ver
figura 3.1).
Figura 3.1 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con aminas (GPSA, 1998)
El Gas dulce, saturado en contenido de agua, abandona la torre por la parte
superior y es enviada a un separador en el cual le es retirado restos de amina que
puede estar arrastrando. Mientras que la amina rica en componentes cidos sale por
la parte inferior de la torre y es enviada a un separador donde se le retiran aquellos
hidrocarburos que absorbi del gas. Luego esta corriente de amina rica pasa a travs
de un intercambiador de calor donde es calentada con la corriente de amina pobre.
Una vez calentada la amina rica es alimentada a la parte superior de una torre
despojadora en la cual le es retirada el H2S y el CO2 que contiene.
Una vez alcanza el fondo de la torre la amina ya se encuentra pobre en
contenido de H2S y el CO2 y es enviada con la ayuda de una bomba, si es necesario,
a un primer intercambiador (amina rica/amina pobre) para ser enfriada.
Posteriormente pasa por un segn intercambiador donde se disminuye aun ms la
temperatura de la amina pobre, generalmente hasta alcanzar una temperatura de 10
21
C mayor a la que posee el gas cido de alimentacin. Por ltimo entra nuevamente
a la torre absorbedora donde reinicia su camino.
El gas cido que se obtiene en el tope de la torre despojadora pasa a travs
de un condensador y es enviada a un separador para retirarle el agua condensada la
cual generalmente es enviada como reflujo a la torre despojadora. Mientras que el
gas cido, abandona por el tope del separador y es enviado a un venteo, o
incinerador, o a un proceso de recobro de sulfuro, o comprimido para venta o para
inyeccin en pozo, depender de lo que se desee hacer con este gas cido.
A continuacin en la Tabla 3.2 se presentan las principales caractersticas del
proceso de endulzamiento con aminas.
Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas.
Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso
Es capaz de alcanzar niveles bastante bajos de CO2 en la corriente de gas producto, existen precedentes de plantas donde para un gas agrio de alimentacin con concentraciones de 8-14% CO2 se puede obtener un gas endulzado con contenido de CO2
22
Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)
Caractersticas Operaciones de mantenimiento
La amina es un compuesto bastante corrosivo por lo que se requiere que los equipos y tuberas que manejen este fluido sean de un material especial, lo cual incrementa considerablemente los costos de instalacin y mantenimiento. Las nuevas aminas generan niveles de corrosin bastante inferior y mucho ms manejables. Como se indico en el punto anterior es necesaria la reposicin diaria de la amina para reponer las prdidas tpicas que se generan en el proceso.
Flexibilidad operacional Las plantas de aminas pueden ser construidas en trenes de tratamiento de distintas capacidades, sin embargo las plantas no muestran mayor flexibilidad en cuanto al volumen a tratar. En caso de aumento en el volumen a tratar ocurrirn aumento considerables en las prdidas de solvente, amina, por arrastre en la torre de absorcin, los equipos no tendrn la capacidad de manejar esos flujos por lo cual la nica alternativa viable ante un aumento de flujos es la construccin de un nuevo tren o planta de tratamiento que maneje esos nuevos flujos. Sin embargo, son capaces de manejar cambios en las composiciones del gas de alimentacin ajustando variables de operacin y de acuerdo a la magnitud de estas variaciones se mantendr o no la especificacin en el gas endulzado. Las aminas es un compuesto biodegradable, no toxico pero no puede ser derramado en cuerpos de de aguas pues tiene un efecto letal sobre los peces, lo cual complica la disposicin de la misma en caso de que la carga de la planta de amina sufra una contaminacin y deba ser remplazada, vale indicar que esta prdida total de carga de amina no es un hecho que ocurre con frecuencia.
Impacto ambiental Las aminas es un compuesto biodegradable, no toxico pero no puede ser derramado en cuerpos de de aguas pues tiene un efecto letal sobre los peces, lo cual complica la disposicin de la misma en caso de que la carga de la planta de amina sufra una contaminacin y deba ser remplazada, vale indicar que esta prdida total de carga de amina no es un hecho que ocurre con frecuencia. En cuanto al espacio fsico necesario para la instalacin de una planta de amina se requiere de un rea considerable que permita la ubicacin de equipos como la torre contactora, torre absorbedora, intercambiadores de calor, separadores flash y bomba.
23
Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)
Caractersticas Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes
Se pueden presentar problemas cuando el gas a endulzar cuenta con benceno, tolueno, etil-benceno, y xileno y es que podra existir emisiones de BTEX (benceno, tolueno, etil-benceno, y xileno) ya que las aminas son bastante afines a estos compuestos, por lo que si el gas cido de alimentacin contiene estos compuestos seguramente la amina absorber parte de los mismos en la torre de absorcin y posteriormente los mismos podran ser vaporizados en la torre despojadora pudiendo llegar a la atmsfera (Kidnay y Parrish, 2006). La presencia de mercaptanos y/o el sulfuro de carbonilo (COS) es mortal para la mayora de las aminas, ya que los mismo no podrn ser retirados de la solucin al momento de la regeneracin, restndole su capacidad de tratamiento de gas agrio hasta el punto de no poder retirar prcticamente nada de CO2 y H2S del gas agrio, punto en el cual debe ser cambiada toda la carga de amina de la planta. Sin embargo, la MDEA (Metil-dietil-amina) no se degrada ni con mercaptanos ni COS. Se debe tener un especial cuidado en retirar los condensados en el gas cido de alimentacin de la torre absorbedora, pues los mismos son capaces de saturar la amina y luego esta no puede ser regenerada.
Prdida de hidrocarburos en el proceso
Las prdidas de hidrocarburos en el proceso de desacidificacin de gas usando el proceso de amina sern mnimas, menores al 1% (Echt, 2002), y se darn por arrastre de hidrocarburos por parte de las sales que se forman en la torre absorbedora y los mismos se evaporan con el H2S y el CO2 al momento de la regeneracin de las aminas.
Experiencia del proceso La tecnologa de aminas ha sido utilizada por largo tiempo en el rea de endulzamiento de gas agrio por lo que son ampliamente conocidos los resultados que se pueden alcanzar. Los costos de las aminas son bajos y existen distintos proveedores a nivel nacional e internacional. En Estados Unidos de Norte Amrica el 95 % de las plantas que remueven H2S y CO2 del gas natural son plantas de Aminas (Natural Gas Supply Association, 2007).
Requerimientos de unidades a la entrada
El gas agrio a ser tratado debe pasar por un separador antes de entrar a la torre absorbedora en este se busca eliminar todos los condensados y slidos que el mismo posea, ya que estos son capaces de causar la degradacin de la amina.
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Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)
Caractersticas Requerimientos de energa La demanda de energa de una planta de amina es en
el rango moderada a alta (Echt, 2002), pues es necesario el suministro de calor que permita la evaporacin de los componentes cidos, CO2 y H2S y con esto lograr la regeneracin del solvente.
Plantas que operen con caudales similares
Los rangos de flujo para los que opera las plantas endulzamiento de gas natural con amina son sumamente amplios y existe una tendencia pronunciada a que los flujos cada vez sean mayores. En la actualidad existen un gran nmero de plantas que operan caudales superiores a los 500 MMSCFD, por tren. A modo de ejemplo se puede nombrar la planta en Shedgum, Arabia Saudita, la cual cuenta con cuatro trenes en operacin y cada uno maneja un flujo de 540 MMSCFD, la misma trabaja con la amina DGA (Kohl y Riesenfield,1997)
3.3.2. Desacidificacin con carbonato de potasio caliente (K2CO3), (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997)
En este proceso se usa una solucin de carbonato de potasio (K2CO3) caliente
como solvente para remover CO2 y H2S del gas natural y se basa en la reaccin
qumica entre estos componentes. En este proceso el solvente se regenera. El
proceso es bastante parecido al de amina con la diferencia de que para el caso del
K2CO3 la torre absorbedora trabaja a altas temperaturas lo cual permite ahorrarse
importantes cantidades de corrientes de calentamiento y de equipos para realizar
este. Adems, el hecho de trabajar a altas temperaturas permite aumentar la
solubilidad del carbonato de potasio en solucin, lo cual permite utilizar una mayor
concentracin de este, en el solvente y por lo tanto lograr una mayor capacidad de
cargar con los componentes cidos que contenga el gas agrio.
Descripcin del Proceso de desacidificacin con Carbonato:
La corriente de gas agrio entra a un separador donde le son eliminados los
slidos y lquidos que vengan en la misma, luego entran a un intercambiador donde
es calentada con la corriente de gas producto, en contracorriente, y entra al fondo de
25
la torre absorbedora donde se pone en contacto con la solucin de K2CO3,
generalmente el solvente se encuentra a 230 F.
Figura 3.2 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con carbonato de potasio caliente (Maddox, 1984).
Una vez llega al tope de la torre absorbedora el gas ya se encuentra
endulzado, con alto contenido de agua, y se dirige al intercambiador de calor donde
cede calor a la corriente de gas agrio de alimentacin. Es posible que parte del agua
que contenga el gas endulzado se condense debido a este enfriamiento lo cual obliga
a colocar un filtro o un separador, a la salida del intercambiador, que contenga dicha
cantidad de agua. A pesar de que se le retira cierta cantidad de agua en esta parte
del proceso, no es lo suficiente como para evitar un posterior proceso de
deshidratacin.
La solucin de K2CO3 una vez que alcanza el fondo de la torre de absorcin se
encuentra rica en componentes cidos CO2 y H2S y es enviada directamente a la
parte superior de la torre despojamiento, que generalmente opera a presin
atmosfrica y temperatura de 245 F. En la parte superior de la torre se evapora una
cantidad importante de los gases cidos contenidos en el solvente, esto se debe a la
baja presin a la que opera la torre, el resto de los componentes cidos son
removidos a medida que recorren la torre despojadora.
Una vez el solvente llega a el fondo de la torre ya se ha regenerado y es
bombeado a la torre de absorcin para reiniciar su ciclo. Los gases cidos salen por
26
el tope de la torre de despojamiento junto con vapor de agua, y pasan por un
condensador y luego van a un separador donde se logra recuperar la mayor parte del
agua, como lquido, la cual es enviada como reflujo al despojador, mientras que el
gas cido sale por el tope de este separador.
A continuacin en la Tabla 3.3 se presentan las principales caractersticas del
proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente.
Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente.
Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso
Los niveles de CO2 que se pueden alcanzar en el gas producto variarn de acuerdo a las condiciones de alimentacin y la configuracin que se haga del proceso con carbonato de potasio, pudiendo alcanzar un gas con niveles por debajo de los 50 ppmv de CO2 (Kohl y Riesenfield, 1997).
Especificacin H2S a la salida del proceso
La solubilidad del H2S en el carbonato de potasio es mayor que la del CO2 por lo cual este proceso ser capaz de bajar los niveles de H2S por debajo de 1 ppmv si se le realizan modificaciones al proceso original (Kohl y Riesenfield, 1997). Para el endulzamiento de gas natural que solo posee H2S este proceso no puede ser utilizado (GPSA, 1998).
Complejidad operacional Generalmente existen problemas de cavitacin cuando se utilizan bombas de alta presin de mltiples etapas que enva el solvente desde el fondo de la torre despojadora hasta el tope la torre de absorbedora, esto se debe a que el solvente sale del despojador a la temperatura de saturacin por lo que puede evaporarse una parte en la succin de la bomba (Maddox, et al 1984). El esquema de funcionamiento de una planta con carbonato de calcio es muy similar al de una planta que funcione con amina por lo cual el nmero de equipos y personal necesario es similar en ambos procesos.
Operaciones de Mantenimiento
El carbonato de potasio es un solvente corrosivo, el cual ha mostrado originar daos importantes en distintos sectores de la planta si el material usado es acero al carbn. Ser necesario y/o recomendado utilizar acero inoxidable en ciertas partes de la planta como vlvulas de control, tubos del rehervido, bombas y en los ltimos tiempos ha existido la tendencia a usarlo en la torre de absorcin y la de despojamiento (Maddox, et al 1984). Se ha presentado problemas con el uso de ciertos inhibidores de corrosin, como el dicromato, cuando se desea remover tanto H2S como CO2 del gas agrio, pues causan problemas de erosin y precipitacin en las distintas unidades de la planta. Debido a que el carbonato de potasio es en un electrolito puede causar corrosin por stress en las unidades (Maddox, et al 1984).
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Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente (Continuacin)
Caractersticas Flexibilidad operacional El carbonato de potasio es un proceso que puede
presentar problemas de regeneracin del solvente en aquellos casos donde se tenga una corriente de gas de alimentacin con nada o muy bajo contenido de CO2 (Maddox, et al 1984). Al igual que la amina es un proceso que se encuentra limitado para trabajar con los volmenes de gas de alimentacin para los que fue diseado, de tenerse volmenes excedentes debern ser tratados en una nueva planta. El solvente usado en esta tecnologa, carbonato de potasio, es ampliamente comercializado y tiene un costo bajo, no se degrada ni con mercaptanos ni con COS, y es que si bien al entrar en contacto con ellos reacciona, posteriormente puede ser regenerado sin problemas.
Impacto ambiental Tal y como ocurre con la amina y los solventes fsicos el carbonato de potasio es regenerable por lo que en este proceso no se genera una gran cantidad de subproductos. En este proceso se obtienen dos corrientes de productos, la primera es la corriente de gas endulzado y la segunda ser la corriente de gas cido (bsicamente CO2 y H2S). El espacio fsico requerido para la instalacin de una planta de carbonato de sodio ser similar al tamao del terreno de una planta de aminas diseada para la misma capacidad, ya que ambas poseen los mismos equipos con la diferencia de que en el caso del carbonato de calcio no son necesarios los intercambiadores de calor.
Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes
El carbonato de potasio es capaz de hidrolizar COS Y CS2 para formar H2S. Al mismo tiempo este proceso es capaz de remover mercaptanos (RSH), sin embargo su capacidad de remocin disminuye con la longitud de la cadena de carbono que este unida al grupo SH (Maddox, et al 1984).
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Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente (Continuacin)
Caractersticas Prdida de hidrocarburos en el proceso
Es un proceso que es recomendado para el caso de tratamientos de corrientes que posean alta cantidad de hidrocarburos pesados y es debido a que el carbonato de potasio caliente no reacciona ni se degrada con estos compuestos por lo cual no se generan prdidas mayores de hidrocarburos pesados. Sin embargo, debe ser evitada la condensacin de hidrocarburos pues se origina espuma en la torre de absorcin.
Experiencia del proceso Es un proceso que ha sido probado por ms de 30 aos para la remocin principalmente de CO2, ampliamente usado en las plantas de amoniaco. Sin embargo, la experiencia en tratamiento de gas natural con este proceso es escasa y no se tiene conocimiento de su uso para el endulzamiento de gas en Venezuela lo cual representa su punto dbil.
Requerimientos de unidades a la entrada
El gas agrio a ser tratado debe pasar por un separador antes de entrar a la torre absorbedora en este se busca eliminar todos los condensados y slidos que el mismo posea ya que son capaces de crear espuma en la torre de absorcin.
Requerimientos de energa No se requiere el suministro de una gran cantidad de calor para la regeneracin del solvente ya que la torre de absorcin y de despojamiento operan a temperaturas bastante cercanas entre s en un rango 230 F 240 F, por lo cual se estara trabajando con un sistema prcticamente isotrmico (Maddox, et al, 1984; GPSA, 1998).
Plantas que operen con caudales similares
La informacin sobre los flujo que maneja esta tecnologa es escasa, sin embargo se encontr informacin sobre una planta en Egipto que cuenta con la tecnologa de carbonato de potasio caliente, con el nombre comercial de Benfield y patentada por UOP, y la misma opera dos trenes con una capacidad de 210 MMSCFD cada uno (UOP, 2000). Adicionalmente en manuales de diseo de TECNOCONSULT se encontr data sobre distintas plantas alrededor del mundo operadas con la tecnologa de carbonato de potasio caliente, con el nombre comercial de Benfield y patentada por UOP, al detallar la misma se encontr que para el ao 1985 no exista en el mundo ninguna planta de endulzamiento de gas natural utilizando Benfield como tecnologa cuyo caudal fuera mayor a 200 MMSCFD, esta data fue suministrada por ingenieros de esta empresa en el ao 1985 (TECNOCONSULT, 2006 a). Se trato de conseguir informacin ms actualizada con el licenciante siendo estos esfuerzos infructuosos.
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3.3.3. Desacidificacin con Membranas (Echt, 2002; Dortmundt y Kishore, 1999; GPSA, 1998).
Este proceso se basa en la capacidad que tienen ciertos materiales de permitir
el paso de un componente a travs de ellos as como la de impedir el paso de otros.
El material que se utiliza es una barrera, un polmero, el cual permite paso de
diferentes compuesto a velocidades distintas y esto se fundamenta en la diferencia
de difusividades y solubilidades de los componentes.
Figura 3.3 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con una etapa de membrana (Echt, 2002).
La fuerza impulsora del proceso de separacin por membranas es la diferencia
de presiones parciales entre el gas agrio de alimentacin y el gas permeado,
mientras mayor sea esta diferencia mejor ser el proceso de separacin, adems de
esto el proceso tambin ser afectado por la composicin del gas agrio de
alimentacin y su temperatura. En el caso de membranas para el endulzamiento de
gas cido se usa un polmero bastante delgado.
Para que las membranas puedan ser usadas como tecnologa de separacin
comercial deben ser empacadas de manera tal que el arreglo permita sostener la
membrana y al mismo tiempo tenga las facilidades para el manejo de las dos
corrientes de gas producto, la que permea (gas rico en componentes cidos) y la que
no lo hace (gas natural endulzado).
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Figura 3.4 Diagrama de procesos tpicos de una planta de
desacidificacin de gas con un arreglo de dos etapas membrana (Echt, 2002).
Existen distintas formas de realizar este arreglo, sin embargo las ms utilizada
en los ltimos tiempos para el caso de tratamiento de gas natural son el arreglo de
membrana en espiral y el arreglo de membrana de fibras huecas (Echt, 2002).
Este proceso adems de cumplir la funcin de remover el CO2 y H2S del gas
cido tambin retira agua del gas de alimentacin permitiendo alcanzar valores
menores a 7 lb H2O / MMSCF de gas. Los flujos de gas agrio que comnmente
manejan las membranas van desde 1 MMSCFD a 250 MMSCFD. Sin embargo,
nuevas unidades se encuentran diseadas para manejar volmenes de hasta 500
MMSCFD de gas natural.
Descripcin del Proceso de la desacidificacin con Membranas:
El gas agrio es alimentado al sistema de membranas, el cual consiste en una
serie de arreglos o banco de tubos. Cada uno de estos tubos posee un tubo central
de menor dimetro, en el espacio que separa los tubos de mayor y menor dimetro
se encuentra la membrana, la cual puede ser empacada en este espacio de distintas
formas.
A medida que el gas cido va pasando a lo largo de uno los tubos, que forma
parte del banco de tubos, el CO2, H2S y otros compuestos permeables viajan a
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travs de la membrana y llegan al tubo central de menor dimetro, el cual contiene
orificios y permite que estos compuestos sean recolectados y transportados. Es
importante resaltar que la presin de la corriente que permea, en este caso rica en
componentes cidos es baja, mientras que la presin de la corriente de gas
endulzado es prcticamente igual a la del gas agrio de alimentacin, pues la
membrana no le causa mayores prdidas de presin.
A continuacin en la Tabla 3.4 se presentan las principales caractersticas del
proceso de endulzamiento con membranas.
Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas.
Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso
Al usar membranas para remover CO2 del gas agrio se debe saber que alcanzar valores de concentracin < 2% molar de CO2 en el gas tratado, representa un reto desde el punto de vista econmico (Echt, 2002). El rea de la membrana requerida para realizar el endulzamiento del gas estar determinada por el porcentaje de remocin de los componentes que se desee, en este caso CO2 y H2S, mientras mayor sea la remocin deseada mayor ser el rea necesaria, por ejemplo para sistemas que deseen bajar la concentracin de CO2 de 50% a 30 % molar y de 10% a 5% se requerir un tamao similar debido a que el porcentaje de remocin de CO2 en cada caso es de alrededor de 50%. Sin embargo, si comparamos el tamao de las plantas para el caso de un gas que se desea llevar de 3% molar CO2 a 1% con el caso de un gas que quiere llevarse de 3% molar de CO2 a 0.1%, la planta en este ltimo caso ser casi tres veces el tamao del primer caso (97% remocin versus 70%) lo cual nos da una idea de la influencia que tiene el porcentaje de remocin en el tamao de la planta (Dortmundt y Kishore, 1999).
Especificacin H2S a la salida del proceso
La permeabilidad del H2S en las membranas es un poco mayor a la de CO2 por lo que un gas que contenga trazas de H2S es capaz de alcanzar valores de 4 ppm. Para concentraciones de entrada de 100 ppm de H2S en el gas a tratar la concentracin en el gas producto generalmente alcanza valores que estn entre 10-30 ppm de H2S (Echt, 2002).
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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)
Caractersticas Complejidad operacional Es una tecnologa bastante simple de operar, se podra
decir que procesos de una sola etapa operan por si solo ya que lo nica parte en movimiento son las molculas de gas natural, y es que una vez el gas agrio pasa por la etapa de pretratamiento y entra al arreglo de tubos, donde se encuentran las membranas, no es necesario controlar variable alguna. Para el caso de dos etapas solo es necesario aadir un compresor. Por lo general no se requiere de una gran cantidad de operadores. Sin embargo, un factor fundamental es el de poseer un adecuado pretratamiento del gas que permita que este llegue a las membranas a condiciones ptimas (Echt, 2002).
Operaciones de Mantenimiento
Al momento de cambiar las membranas, bien sea porque ya ha cumplido su vida til o por qu no opera de forma optima, el procedimiento a seguir es bastante simple y se fundamenta en bloquear el paso del flujo por el empaque (tubo) de la membrana a sustituir, sin necesidad de interrumpir el flujo de gas por el banco de tubos, para extraer as la membrana a remplazar e introducir el repuesto. Con este procedimiento no es necesario parar la operacin de endulzamiento del gas.
Flexibilidad operacional La membrana tiene la capacidad de una alta flexibilidad operacional debido a que es capaz de manejar flujos variantes de gas sin sufrir daos pero obtenindose un gas endulzado fuera de especificacin, existe la posibilidad de ampliar la planta ya construida con la ubicacin de nuevos arreglos de tubos, sin embargo su flexibilidad se ve reducida en ambos casos y es que el flujo para el cual fueron diseados los equipos de pretratamiento ser el factor limitante del flujo con el que puede operar la planta. Por lo cual se puede concluir que la posibilidad de operar ante flujos superiores a los utilizados para el diseo de los equipos de pretratamiento no es posible y es que de hacerlo se corre con el riesgo de que esta etapa no logre las especificaciones requeridas para el gas que entra a las membranas causando esto un dao en las mismas. En caso de composiciones cambiantes es capaz de ajustarse pero esto puede ocasionar que el gas endulzado producto este fuera de especificacin.
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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)
Caractersticas Impacto ambiental Es una tecnologa bastante amigable con el ambiente
pues las membranas una vez lleguen al fin de su vida til pueden ser dispuesta de forma fcil, incineracin o relleno sanitario. No se generan emisiones de BETX o ningn otro compuesto txico pues como producto del proceso solo se obtienen dos corrientes una que ser el gas endulzado y la otra ser los gases que permea, en el caso particular de estudio bsicamente CO2 y H2S los cuales deben pasar por procesos posteriores para su disposicin. Adicionalmente los espacios requeridos para una planta de membranas son menores que para una de aminas.
Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes
La presencia de hidrocarburos ms pesados que C15 en el gas de alimentacin que va a la membrana tiende a bajar la capacidad de remocin de la misma. El mismo efecto causa partculas solidas y presencia de lquidos. Esto se debe a que poco a poco estos compuestos van cubriendo la superficie de la membrana y por lo tanto decrece la tasa de con que los diferentes compuestos permean. Algunos inhibidores de corrosin aadidos al gas y aditivos para la explotacin del pozo tambin son capaces de destruir la membrana por lo cual antes de utilizar alguno es importante se consulte con el fabricante de las membranas (Dortmundt y Kishore, 1999).
Prdida de hidrocarburos en el proceso
Las membranas son permeables a hidrocarburos por lo cual se producen prdidas de hidrocarburos que pueden variar de 2% a 10% del gas de entrada de alimentacin, dependiendo del arreglo de las membranas, una o dos etapas, y de las condiciones de alimentacin (Echt, 2002). Es una tecnologa bastante amigable con el ambiente pues una vez la membrana deba ser removida no genera gran cantidad de residuos y/ o desechos adems de ser un proceso bastante fcil se realizar. Tal y como se indic no se generan prdidas grandes de presin en el gas a endulzar, estas son similares a las generadas por otros procesos de endulzamiento (GPSA, 1998). La corriente del gas que permea se obtiene a presiones baja.
Experiencia del proceso Las membranas han sido usadas con xito por ms de veinte aos para el tratamiento de gas natural agrio, sin embargo todava es considerada como una tecnologa nueva. En Venezuela se tiene poca experiencia con el uso de las mismas, actualmente en Bitor (Tratamiento de gas natural 30 MMSCFD) y en YPERGAS (Edo. Gurico, Tratamiento de gas natural 135 MMSCFD) estn siendo utilizadas.
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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)
Caractersticas Requerimientos de unidades a la entrada
En los primeros momentos en los que las membranas fueron utilizadas para el tratamiento de gas natural, se encontr que la vida til de las mismas era bastante corta, luego de realizar distintos estudios se descubri que el gas natural contiene una serie de contaminantes los cuales son letales para la efectividad de las membranas y obliga a su reemplazo prematuro, lo cual aumenta considerablemente el costo de operacin de estos sistemas. Es por esto que un pretratamiento debe ser aplicado sobre el gas natural. Existe un pre-tratamiento estandarizado (ver figura 3.3 y 3.4) el cual consiste en un filtro que remueve las partculas slidas y parte de los condensados que el gas natural a tratar contiene, estos lquidos deben ser removidos pues ellos se depositan en la superficie de las membranas y reducir la transferencia de masa y bajar la permeabilidad de los gases. Luego el gas a tratar pasa a travs de una cama adsorbente, la cual usa carbn activado para remover la fraccin de hidrocarburos ms pesados. Posteriormente se ubica un filtro el cual captura cualquier partcula que haya podido ser arrastrada de la cama adsorbente por ltimo el gas pasa por un calentador el cual adems de proporcionar temperatura uniforme al gas lo calienta para evitar condensacin en la superficie de la membrana pues esto no solo reducira la capacidad del sistema si no que tambin podra daar permanentemente el mismo.
Requerimientos de energa Las configuraciones de membranas de una sola etapa tal y como se indico no tienen un requerimiento alto de energa ni de personal pues un proceso que opera por cuenta propia, es decir una vez el gas es introducido a la membrana la separacin se da sin necesidad de personal que controle este paso. Sin embargo, en el caso de endulzamiento de gas natural se debe considerar una configuracin de por lo menos dos etapas (ver figura 6) esto con el fin de reducir las prdidas de hidrocarburos, por lo que sera necesario la instalacin de un compresor que requiere el suministro de energa lo cual aumenta el consumo de energa de manera importante sin embargo seguira siendo inferior al necesario en una planta de endulzamiento con aminas. Los sistemas con membranas son construidos de forma modular lo cual permite que de forma rpida sea instalada una planta de membranas.
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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)
Caractersticas Plantas que operen con caudales similares
Los caudales que es capaz de manejar una planta de membranas cubre un amplio rango de operacin, actualmente existe un nmero de plantas que son capaces de tratar volmenes mayores a 300 MMSCFD, con un porcentaje de CO2 en el gas a tratar que supera el 30%(GPSA, 2006). En Estados Unidos de Norteamrica (E.E.U.U.) Sydner Texas, existe una planta de membranas la cual es capaz de operar para un flujo de operacin de gas de 600 MMSCFD, esta planta se encarga de la remocin de CO2 de una corriente de gas natural. La misma fue desarrollada por Natco Group Inc. y es catalogada como la planta de membranas con mayor capacidad utilizada para la remocin CO2 de una corriente de gas natural, ao 2006, en E.E.U.U. (Mrquez y Brantana, 2006).
3.3.4. Desacidificacin por Absorcin Fsica (Kohl y Riesenfield, 1997;
Maddox, et al 1984 ;Saied, et al 2006)
Este proceso est basado en la utilizacin de solventes orgnicos que
remueven el CO2 y H2S del gas agrio por absorcin fsica, es decir se absorben
estos componentes sin que ocurra reaccin qumica como es caso del tratamiento
con amina. La remocin de estos componentes se basa en la solubilidad que estos
tengan en el solvente utilizado, esto se ver influenciado por la presin parcial de los
componentes cidos a remover as como de la temperatura de la corriente de
alimentacin.
En algunos casos la absorcin es capaz de deshidratar y de endulzar el gas
natural, sin embargo para esto podra ser necesario utilizar equipos adicionales y
mayores requerimientos de energa para lograr remover el agua del solvente (GPSA,
1998).
La escogencia de esta tecnologa como mtodo de endulzamiento se ve
favorecida para aquellos casos donde la presin parcial del gas cido a remover es
mayor a 50 psi (GPSA, 1998).
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Descripcin del Proceso de desacidificacin por Absorcin Fsica:
El Gas agrio es alimentado a un separador donde se le remueven los lquidos
y slidos, para luego continuar su camino hacia la torre de absorcin, a la cual entra
por la parte inferior, en esta se pone en contacto, en contracorriente, con el solvente
regenerado el cual se encarga de remover el CO2 y H2S del gas, obtenindose por el
tope de la torre absorbedora el gas endulzado, mientras que por el fondo se obtiene
un solvente rico en componentes cidos.
Se debe se