OTROS PROCESOS Y TRATAMIENTOS DEL GAS NATURAL

INTRODUCCION

Los procesos utilizados en el endulzamiento del gas natural son seleccionados de acuerdo al gas ácido que se quiera remover y al grado de separación. Para eso hay que tener en cuenta los siguientes tipos de separación: • 1. Se desea separar sólo H2S. • 2. Se desea separa H2S y otros compuestos de azufre. • 3. Se desea separar sólo CO2. • 4. Se desea separar todos los gases ácidos.• Para las dos primeras separaciones se emplea lecho

sólido tales como: esponja de Hierro, oxido de zinc o mallas moleculares, siempre y cuando las concentraciones de estos gases ácidos sea baja (< 300 ppm); Para la separación del tipo 3 se utiliza carbonato de potasio y para la separación de tipo 4 se utilizan las aminas.

CONTENIDO

1.-INTRODUCCIÓN 2.-JUSTIFICACIÓN 3.-ES EL GAS ACIDO

4.-COMO SE FORMA EL GAS ACIDO• OTROS COMPONENTES ÁCIDOS

5.-CONTENIDO DE GASES ÁCIDOS PERMISIBLES EN

EL GAS NATURAL

6.-PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL• -ENDULZAMIENTO• -REGENERACIÓN• --RECUPERACIÓN DEL AZUFRE• -LIMPIEZA DEL GAS DE COLA• -INCINERACIÓN

7.-TIPOS DE PROCESOS 7.1.-PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOS

7.2.-PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS

7.3.-PROCESOS CON SOLVENTES MIXTOS

7.4.-PROCESO DE CONVERSION DIRECTA

8.-DESCRIPCION DE UNA PLANTA DE

ENDULZAMIENTO

9.- BIBLIOGRAFIA

JUSTIFICACION• Esta unidad está destinada a estudiar los procesos

de eliminación de compuestos ácidos contenidos en el gas natural tales como el dióxido de carbono, monóxido de carbono, y sulfuro de hidrógeno o ácido sulfhídrico, que son causantes de la corrosión de los equipos. Estos procesos se denominan de endulzamiento o desacidificación del gas natural. También se describen los diferentes procesos comerciales de endulzamiento y se propone el diseño de los sistemas de endulzamiento y el dimensionamiento de los equipos que lo componen.

1.-QUE ES EL GAS ACIDO?Es un componente indeseable del gas natural. Como ser dióxido de carbono, acido sulfhídrico y mercaptanos. Provocan daño a las cañerías y al equipo. Existen normas que establecen los porcentajes aceptables de estos componentes para las diferentes operaciones y comercialización del gas natural.

1.1-FORMACION DEL GAS ACIDO. La relación tiempo-

temperatura para la maduración de los hidrocarburos se representa en este diagrama. Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1 millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los 200ºC, se formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará gas ácido. Si por el contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran a solamente 100ºC, entonces harán falta 100 millones de años para que maduren hasta convertirse en hidrocarburos.

1.2.-OTROS COMPONENTES

Sulfuro de Carbonilo (C0S)• Compuesto inestable• Corrosivo• Formado por CO2 + H2S

• Altamente inflamable

Mercaptanos (RSH)• Etilmercaptano el mas común

• olor desagradable• corrosivo• inestable

Disulfuro de Carbono (CS2)• Dañino en intercambiadores de

calor• Envenenador de catalizadores

Nitrógeno (N2)

Oxígeno (02) Monóxido de Carbono (C0)

2.-CONTENIDO DE GASES ACIDOS

GAS ACIDOSegún la GPSA se considera gas ácido a aquel cuerpo gaseoso cuya concentración de H2S

CONCENTRACION > 1 granos/100 pc > 16 ppmv

Gas proveniente del pozo

Gas apto para transporte por tuberías ( API RP5)

CONCENTRACIÓN <=0.25granos/100 pc <= 4 ppmv

GAS ACIDO

CONCENTRACION > 7% de CO2

> 700 ppmv CO2

Gas proveniente del pozo

Gas apto para transporte por tuberías, API RP5)

CONCENTRACIÓN ≤ de 3% de C02

≤ 300 ppmv CO2

3.-PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURALEs todo el procedimiento que se realizan dentro de una planta de tratamiento de acondicionar el gas natural para su transporte, exportacion y consumo. Un procesode endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas

I) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas.

ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases

ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de

endulzamiento.

iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es

preferible convertirlo a azufre elemental (solido o liquido )

iv) Limpieza del gas de cola. El El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La

unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

v) Incineración: aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a

una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2. Esta

unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

4.- TIPOS DE PROCESOS

• Son aquellos procesos que se emplean para la remoción de gases ácidos se consideran los siguientes :

1.- PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOS-Los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta

2.- PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS.- •La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción bruta de gas ácido con alta presión parcial.

•La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente.

3.- PROCESOS CON SOLVENTES MIXTOS.-

Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos y, naturalmente, presentan las características de ambos.

4.- PROCESO DE CONVERSION DIRECTA.- se caracterizan por la selectividad hacia la remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S).•El H2S es removido preferencialmente de la corriente de gas, por un solvente que circula en el sistema.

5.- MEMBRANAS.-

Las membranas separan en gas por la diferencia entre las tasas a las que los gases se difuminan a lo largo de las cintas, los gases rápidos se reúnen en la corriente permeada y los gases lentos quedan en la corriente no permeada.

Las membranas consisten en una cinta de polímero ultra delgado en el tope de un sustrato poroso delgado

Las dimensiones típicas es de 4 a 8 pulgadas de diámetro y de 10 a 20 pies de largo.

5.- FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA SELECCIÓN

1.- regulaciones

de contaminante

s en el ambiente.

2.- tipo y concentracion de impurezas de gas acido.

3.- volumen de gas a ser procesado.

4.-corrosion

5.-requerimiento

de selectividad

6.- costo de capital y

operación.

DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS POTENCIALES

PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS MEA (MONOETANOLAMINA)

CARACTERISTICAS

• Es un compuesto químico orgánico que es tanto una amina primaria, (debido a un grupo amino en su molécula) como un alcohol primario (debido a un grupo hidroxilo). Como en el caso de otras aminas, la monoetanolamina actúa como una base débil. La etanolamina es un líquido tóxico, inflamable, corrosivo, incoloro y viscoso, con un olor similar al amoníaco

 MEA (MONOETANOLAMINA• La MEA, es la base más fuerte de las diferentes

aminas y ha tenido un uso difundido especialmente cuando la concentración del gas ácido es pequeña. Por su bajo peso molecular tiene la mayor capacidad de transporte para gases ácidos con base a peso o volumen, lo que significa menor tasa de circulación de amina para remover una determinada cantidad de gases ácidos.

•  

DGA (DIGLICOLAMINA)

• CARACTERISTICAS:• La reacción de la DEA con COS y CS2 es más lenta

que con la MEA y los productos de la reacción son distintos, lo cual causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión. La DEA se degrada en igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, lo cual hace muy difícil separarlos por destilación y no se usan sistemas de recuperación (reclaimer).

DESVENTAJA DEL DGA• La desventaja de la DGA es la gran solubilidad de

fracciones del C3+ comparado con el uso de MEA, DEA, etc. La DGA también se ajusta al tratamiento de líquidos. El gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agreando un sistema común de regeneración.

• Las soluciones de DGA en agua son térmicamente estables a 400oF, pero se congelan a – 40oF. Ello implica que el operador debe estar familiarizado con las condiciones de trabajo de la solución que utiliza.

•  

. DEA (DIETANOLAMINA)• La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la

solución se vuelve muy viscosa en• concentraciones altas.• La reacción de DEA con COS y CS2 es más lenta que con la

MEA, y los productos de la reacción son distintos, lo que• causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos

gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cual• las pérdidas de solución de amina por evaporación son

menores, y funciona bien en absorbedores de baja presión.• La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que

contengan un total de 10% o más de gases ácidos a• presiones de operación de unos 2,4 kg/cm2 o mayores.

ADIP (DIISOPROPANOLAMINA, ACTIVADA)• La DIPA es una amina secundaria como la DEA,

tiene una gran capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.

• Este proceso es ampliamente usado para la remoción selectiva del sulfuro de hidrógeno

• de gases de refinería con altas concentraciones de H2S/CO2. El COS se remueve parcialmente (20-50%), pero es

• posible lograr concentraciones más bajas de H2S

MDEA (METILDIETANO LAMINA)• La metildietanolamina, es una amina terciaria que

reacciona lentamente con el CO2, por lo tanto para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor aplicación es la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y H2S).

• Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flash.

• Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable.

PLANTA DE ENDULZAMIENTO CON AMINA

PROCESOS DE ENDULZAMIENTO QUE UTILIZAN SALES DE CARBONATO DE POTASIO

• CARBONATO POTASICO CALIENTE (HOT POT)• El proceso original de Carbonato Potásico Caliente para el

tratamiento del gas fue desarrollado a comienzo de 1950, por Benson y Field del bureau of mina de EUA. El uso de una solución simple de carbonato es una tecnología sometida al pago de una patente.El proceso de BENFIELD, incorporar aditivos que requieren de etapas de adsorción y desorcion también llevan inhibidores incorporados. El dióxido de carbono se puede reducir a 500ppm, y en el gas tratado.El proceso sirve para la remoción de CO2, H2S COS, CS2 y RSH del gas natural, pero, cuando se necesitan niveles bajos de H2S y de la remoción de COS o mercaptanos, pueden hacer falta dos o tres etapas de absorción.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO EN LECHO SÓLIDO• En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de

un filtro que tiene afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría

• Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.

•  

Proceso hierro – esponja• Este proceso es aplicable cuando la cantidad de

H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

• Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S.

PROCESOS DE ABSORCIÓN FÍSICA• Los solventes se regeneran con disminución de presión y

aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

• Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable

Procesos de agua limpia (Aquasorption)

• Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

• El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.

Proceso con selexol (solvente)

• Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

CONCLUSION• El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de

mayor importancia, que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizar a través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos,con solventes químicos, físicos y mixtos. Cuando la absorción ocurre con solventes químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases que se desea remover, luego este proceso esa regularizado por la estequiometria de la reacción, lo importante, que después se tiene que aplicar calor para poder resorber el solvente y eliminar los gases de la corriente. Cuando se habla de solventes químicos es imposible no mencionar a las aminas, tanto primarias, secundarias y terciarias y su selectividad hacia el dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno.El proceso de endulzamiento implica también procesos de absorción, lecho fijo o lecho seco, en donde se utilizan los tamices moleculares, o membrana, desde luego hay que tener en cuenta, cuando se pueden utilizar algunos de estos procesos, teniendo en cuenta los costos energéticos y otros

BIBLIOGRAFIA• “Endulzamiento del Gas Natural”, Por Profesor

Marcías J. Martínez. Publicado por Ingenieros Consultores SRL, Maracaibo – Venezuela – 1994.