Plantas de procesamiento del gas natural.pdf

8/16/2019 Plantas de procesamiento del gas natural.pdf

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Plantas de procesamiento del gas natural

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar elH2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y elCO2 son gases que pueden estar presentes en el gas na-tural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S,ocasionar problemas en el manejo y procesamiento delgas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenidode estos gases ácidos a los niveles exigidos por los con-sumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen comogases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos,y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce

como gas agrio.Entre los problemas que se pueden tener por la presenciade H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S.

- Corrosión por presencia de H2S y CO2.

- En la combustión se puede formar SO2 quees también altamente tóxico y corrosivo.

- Disminución del poder calorífico del gas.

- Promoción de la formación de hidratos.

- Cuando elgas se va a someter a procesos crio-

génicos es necesario eliminar el CO2 porquede lo contrario se solidifica.

- Los compuestos sulfurados (mercaptanos(RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfurode carbono (CS2)) tienen olores bastante des-agradables y tienden a concentrarse en los lí-quidos que se obtienen en las plantas de gas;estos compuestos se deben eliminar antes deque los compuestos se puedan usar.

La concentración del H2S en el aire o en un gas naturalse acostumbra a dar en diferentes unidades.La conversión

de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendoen cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 g

Peso molecular del H2S = 34.

ppm (V) = %(V)*104

Granos/100PCN = (5.1)

Miligramos/m³ = (5.2)

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volu-men y ppm (V) es la concentración en partes por millón

por volumen.Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general,que consta de cinco etapas

• i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algúnmecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Estose realiza en una unidad de endulzamiento y de ellasale el gas libre de estos contaminantes, o al menoscon un contenido de estos igual o por debajo de loscontenidos aceptables.

• ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que re-movió los gases ácidos se somete a un proceso de se-paración donde se le remueve los gases ácidos con

el fin de poderla reciclar para una nueva etapa deendulzamiento. Los gases que se deben separar sonobviamente en primer lugar el H2S y el CO2 perotambién es posible que haya otros compuestos sul-furados como mercaptanos (RSR), sulfuros de car-bonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

• iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es ungas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferi-ble convertirlo a azufre elemental, esto se hace enla unidad recuperadora de azufre. Esta unidad nosiempre se tiene en los procesos de endulzamien-to pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace

necesaria. En la unidad recuperadora de azufre setransforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólidoo líquido. El objetivo fundamental de la unidad re-cuperadora de azufre es la transformación del H2S,aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable,la mayoría de las veces, para comercializarlo.

• iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de launidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 aun 10% del H2S eliminado del gas natural y es nece-sario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2Sy las reglamentaciones ambientales y de seguridad.La unidad de limpieza del gas de cola continua laremoción del H2S bien sea transformándolo en azu-fre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre.El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debecontener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido.La unidad de limpieza del gas de cola solo existirási existe unidad recuperadora.

• v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidadde limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y0.3% del H2S removido, aun así no es recomendabledescargarlo a la atmósferay por eso se envía a unaunidad de incineración donde mediante combustión

el H2S es convertido en SO2, un gas que es menoscontaminante que el H2S. Esta unidad debe estar entoda planta de endulzamiento.

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https://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural


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2 1 TIPOS DE PROCESOS

1 Tipos de procesos

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 sepueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipoy pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejosdependiendo de si es necesario recuperar o no los gasesremovidos y el material usado para eliminarlos. En algu-nos casos no hay regeneración con recobro de azufre y enotros si. Las cinco categorías son:

- Absorción química. ( procesos con aminas ycarbonato de potasio). La regeneración se hacecon incremento de temperatura y decrementode presión.

- Absorción Física. La regeneración no requie-re calor.

- Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes quí-

micos y físicos. El objetivo es aprovechar lasventajas de los absorbentes químicos en cuan-to a capacidad para remover los gases ácidosy de los absorbentes físicos en cuanto a bajosrequerimientos de calor para regeneración.

- Procesos de conversión directa. El H2S esconvertido directamente a azufre.

- Procesos de lecho seco. El gas agrio se po-ne en contacto con un sólido que tiene afinidadpor los gases ácidos. Se conocen también comoprocesos de adsorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta paraestablecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno deestos criterios y quizás el más importante desde el puntode vista de capacidad para quitar el H2S es su presiónparcial y la figura 67 muestra el comportamiento.

Esquema General de un Proceso de Endulzamiento delGas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso.Efectos Fisiológicos de la Concentración de H2S en elAire(1).

Concentración en el Aire Efectos Fisiológicos

%(V) ppm (V) g/100 PCN mg/m³

0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible ydesagradable. Cuando la concentración es ma-yor de 4.6 ppm el olfato no la detecta.

0.001 10 0.63 14.41 Concentración máximaambiental permitida por la OSHA*.

0.005 50 3.15 72.07 Pico máximo aceptablepor encima del nivel aceptado por la OSHA,permitido durante 10 minutos en un intervalode ocho horas.

0.01 100 6.3 144.14 Irritación de los ojos. Pér-dida del sentido del olfato después de 3 a 15 mi-

nutos. Respiración alterada y dolor en los ojosdespués de 15 – 30 minutos, seguido por irri-tación de la garganta después de 1 h

0.02 200 12.59 288.06 Pérdida del olfato rápi-damente. Lesiones en los ojos y garganta.

0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Pérdida de larazón y el equilibrio. Problemas de respiraciónen pocos minutos. Las víctimas necesitan res-piración artificial.

0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rápida-mente. La víctima deja de respirar y muere sino es rescatada con prontitud, además requierede respiración artificial.

0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconscienciainmediata. Daños permanentes en el cerebro omuerte a menos que la víctima sea rescatadarápidamente y reciba respiración artificial.

1.1 Procesos de absorción química

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se po-ne en contacto en contracorriente con una solución en lacual hay una substancia que reacciona con los gases áci-dos. El contacto se realiza en una torre conocida comocontactora en la cual la solución entra por la parte supe-rior y el gas entra por la parte inferior. Las reaccionesque se presentan entre la solución y los gases ácidos sonreversibles y por lo tanto la solución al salir de la torrese envía a regeneración. Los procesos con aminas son losmás conocidos de esta categoría y luego los procesos concarbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química esque la contactora sea operada a condiciones que fuercenla reacción entre los componentes ácidos del gas y el sol-vente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el re-generador sea operado a condiciones que fuercen la reac-ción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altastemperaturas).

• • Procesos con aminas

El proceso con aminas más antiguo y conocido esel MEA. En general los procesos con aminas sonlos más usados por su buena capacidad de remoción,

bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación.Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina(MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA),Diglicolamina (DGA), Diisopropanolamina (DIPA) yMetildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algu-nas de las propiedades más importantes de ellas.

Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Proce-sos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcialdel H2S

Los procesos con aminas son aplicables cuando los ga-ses ácidos tienen baja presión parcial y se requieren ba-jas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gasresidual).

Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:

https://es.wikipedia.org/wiki/Metildietanolaminahttps://es.wikipedia.org/wiki/Diisopropanolaminahttps://es.wikipedia.org/wiki/Diglicolaminahttps://es.wikipedia.org/wiki/Trietanolaminahttps://es.wikipedia.org/wiki/Dietanolaminahttps://es.wikipedia.org/wiki/Etanolamina


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1.1 Procesos de absorción química 3

RNH2 + H2S RNH4S + calor (5.3)

2RNH2 + CO2 RNHCO2- + RNH3+ + Ca-lor (5.4)

RNH2 + H2O + CO2 RNH3HCO3 + Calor(5.5)

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores sepueden dar en un sentido o en otro. Cuando es de izquier-da a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hayproducción de calor, o sea que la torre contactora se ca-lienta. Para regenerar la amina se debe tener la reacciónde derecha a izquierda o sea que a la solución de aminaque sale de la torre contactora se le aplica calor para recu-perar la amina. Las aminas tienen en general afinidad portodos los compuestos sulfurados pero por unos más quepor otros; la afinidad de mayor a menor es la siguiente:

Tabla 19. Algunas Características de las alcanolaminas

(2)

TipoFórmula Química Peso Molecular Presiónde Vapor a 100 °F mmHg Capacidad Relativa(%)*

MEA HOC2H4NH2 61,08 1,0500 100

DEA (HOC2H4)2NH 105,14 0,0580 58

TEA (HOC2H4)3N 148,19 0,0063 41

DGA H(OC2H4)2NH2 105,14 0,1600 58

DIPA (HOC3H6)2NH 133,19 0,0100 46

MDEA (HOC2H4)2NCH3 119,17 0,0061 51

• La capacidad relativa se toma con respecto a la deMEA para absorber H2S.

La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto lamayor capacidad para eliminar H2S, además como tieneel menor peso molecular ofrece la mayor capacidad pararemover H2S por unidad de masa, lo que implica meno-res tasas de circulación en una planta de endulzamiento;de acuerdo con la reacción estequiométrica para quitarun mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA peroen la práctica se usa alrededor de 0.4 moles de MEA por

mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEAes estable químicamente y aunque la rata de reacción conH2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamientono se considera selectivo pues también remueve el CO2.La MEA normalmente es capaz de llevar las concentra-ciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el ga-soducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son bajaabsorción de hidrocarburos lo cual es importante si hayunidad recuperadora de azufre pues estos hidrocarburosabsorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan pro-blemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidadpor el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestossulfurados.

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pér-dida de solución debido a lo siguiente: posee una presión

de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidaspor vaporización, y reacciona irreversiblemente con algu-nos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja im-portante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad.Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen“reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y

recuperar la MEA.La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA,por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar elcontenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tie-ne una ventaja importante con respecto a la MEA y esque las pérdidas de solución no son tan altas pues tieneuna presión de vapor menor al igual que su velocidad dereacción con los compuestos de carbono y azufre. Tienecapacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR. Esdegradable por el CO2, y los productos de la reacción nose puede descomponer en la regeneración.

La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEAy la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitarH2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para losprocesos de endulzamiento son generalmente del 15% pa-ra la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada molde H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; talesconcentraciones están dadas por peso. La estequiometríade la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la mismapero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas áci-do que remueve una libra de MEA, pero como la DEAes menos corrosiva se pueden tener concentraciones porpeso de hasta 35% mientras con la MEA estas puedenser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitarhasta 0.65 moles de gas ácido por mol de DEA mientrasque con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 porproblemas de corrosión; el resultado de esto es que la ta-sa de circulación de una solución de DEA normalmentees ligeramente menor que la de una solución de MEA.Mientras mayor sea la relación H2S/CO2 mayor puedeser la concentración de amina y el gas que puede elimi-nar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman

el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro ylo protege de la corrosión.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas paradeshidratación y desulfurización simultáneas. La soluciónusada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por pesode agua. Estos procesos simultáneos son efectivos si lastemperaturas no son muy altas y la cantidad de agua aeliminar es baja.

La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por laparte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gasdulce sale por la parte superior y la solución rica, con azu-fre, sale por la parte inferior de la contactora. La soluciónrica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero


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antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solu-ción pobre que ya sale del regenerador hacia la contacto-ra.

En el regenerador la solución rica se calienta y se presen-ta la mayor parte de la separación de amina y H2S y/o

CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasarpor un intercambiador para enfriarlos y lograr condensarla amina que salió en estado gaseoso, luego la mezcla re-sultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2Sy el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía,recircula, a la torre de regeneración. En el proceso quemuestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador sehace sacando solución de la torre haciéndola pasar porun intercambiador de calor para calentarla y regresándo-la nuevamente a la torre.

Los tanques de almacenamiento y compensación de laMEA, deben tener un colchón de gas para evitar que es-

tablezca contacto con el aire porque se oxida.En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calora la solución rica se reversan las reacciones del H2S y elCO2conlasaminas,peronolasreaccionesconCS,CS2yRSR que producen compuestos insolubles. Para removerestos contaminantes se usa un regenerador o purificador,conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobreque sale de la columna regeneradora, aproximadamentedel 1 al 3 %, se envía al purificador en el cual se aplicacalor para evaporar el agua y la amina los cuales comovapores salen por la parte superior del recipiente y loscompuestos estables al calor son retenidos en el recipientey removidos drenando periódicamente el recipiente. Elpurificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

• • Procesos con carbonato

También conocidos como procesos de carbonato calien-te porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25– 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. Enel proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigomismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 ypor tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitandocapacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente con-tienen un activador el cual actúa como catalizador paraacelerar las reacciones de absorción y reducir así el ta-maño de la contactora y el regenerador; estos activadoresson del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

• • Aproximación al Diseño de una Unidad de Ami-nas.

• • Requerimientos de Solvente y de Calor en elRegenerador.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endul-zamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el pri-mer paso en cualquier evaluación económica debe ser una

estimación de la tasa de circulación del solvente en galo-nes por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida enel regenerador en BTU/h. Estas son variables claves quecontrolan los costos de capital y operación en la mayoríade los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños deprácticamente todos los equipos en una planta de aminas,

excepto la contactora, el despojador del gas agrio y delgas dulce, están relacionados directamente con la canti-dad de solvente que se debe circular. Además los tamañosdel regenerador, el rehervidor y el condensador de reflu-jo están regulados por la cantidad de calor requerido pararegenerar la solución.

La tabla 20 da valores típicos para las variables y los pro-cesos antes mencionados. Con los valores que se mues-tran en esta tabla es posible tener estimativos de los re-querimientos de solución ( tasa de circulación) y de ca-lor. Pero si se requieren cálculos más rigurosos es posiblededucir ecuaciones que permitan cálculos los mismos pa-

rámetros de la siguiente manera

Moles de Gas Ácido a Remover (Qgac)

Moles de Gas Ácido que Remueve un Galón de Solución(qgac)

Galones Requeridos para Remover el Gas Ácido (L, Tasade Circulación)

La ecuación supone que las propiedades de la solución semantienen constantes y que se remueve todo el gas ácido;en caso de no removerse todo el gas ácido Yag se debecorregir por la cantidad que se acepta en el gas endulzado.

Tabla 20 −. Guías Aproximadas y Propiedades para Pro-cesos de Endulzamiento de Gas.

Variable Proceso MEA DEA DGA Sulfinol

Capac. de Remoc. De Gas Ácido a 100 °F(PCN/Gal). 3 – 4 4 – 5 5 – 7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Ácido(Mol/Mol) 0.33– 0.44 0.35 −0.65 0.25-0.3 -----

Rango de Concentración (%W) 15-20 20 – 2550 – 65 *

Gas Ácido Residual en la Sol. Reg

Moles H2S/Mol de Aminas

Moles CO2/Mol de Aminas

0.004

0.10

0.002

0.08

0.002

0.08

Capac. Típica Req del Reherv.(BTU/h) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720

Calores de Reacción (BTU/Lb)


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1.2 Procesos de Absorción Física 5

H2S CO2

685

820

615

680

674

850

Peso Moleculares 61.1 105.1 105.1133.2/120.2**

Densidad a 60 °F (lb/gal.) 8.48 9.09 8.828.33/10.52**

Punto de Ebullición ( °F ) 339 516 430480/545**

Punto de Solidificación (°F) 50.9 82.4 9.5

108/82**

• Varía debido a sus tres componentes.

• DIPA/Sulfolano.

L, tasa de circulación de solución de amina,gals./min

Q, tasa de gas agrio, MPCN/D

MWamin., peso molecular de la amina.

Yag, fracción molar de gases ácidos en el gas

agrio.YH2S y YCO2, fracciones molares de H2S yCO2 en el gas agrio.

Wamin, fracción por peso de la amina en la so-lución.

dl, densidad de la solución, Lbs./gal.

xag, r, Carga de la solución rica, moles de gasácido /mol de amina.

Xag, L, carga de la solución pobre, moles degas ácido /mol de amina.

R, relación de reflujo, Moles de reflujo/mol degas ácido.

Hrefl., calor de vaporización del reflujo,BTU/Lb. ( el reflujo es básicamente agua).

HH2S y HCO2, calores de reacción del H2Sy el CO2 con la amina, BTU/Lb.

CP, L, Capacidad calorífica a presión constantede la solución, BTU/Lb./°F

Nuevamente se supone que se remueve todo el gas ácidoy de no ser así se debe aplicar el correctivo mencionado

antes.

• • Dimensionamiento.

Los procedimientos usados para dimensionar los compo-nentes de una planta de endulzamiento son similares alos usados para cualquier facilidad de procesamiento delgas. Una vez que se han realizado los cálculos básicos delproceso se puede proceder a determinar el tamaño de losequipos. El diámetro de la contactora se basa en la pre-

sión de operación y la cantidad de gas a tratar. Para lalongitud se plantea el diseño específico de cada plato ygeneralmente se habla de cuatro a cinco platos teóricoscon una eficiencia entre el 10 y el 20%, lo cual lleva a queuna absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separa-dos entre sí unas 24 pulgadas.

1.2 Procesos de Absorción Física

La absorción física depende de la presión parcial del con-taminante y estos procesos son aplicables cuando la pre-sión del gas es alta y hay cantidades apreciables de conta-minantes. Los solventes se regeneran con disminución depresión y aplicación baja o moderada de calor o uso depequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estosprocesos el solvente absorbe el contaminante pero comogas en solución y sin que se presenten reacciones quími-cas; obviamente que mientras más alta sea la presión y lacantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelvael gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocar-buros pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido depropano y compuestos más pesados el uso de un solventefísico puede implicar una pérdida grande de los compo-nentes más pesados del gas, debido a que estos compo-nentes son liberados del solvente con los gases ácidos yluego su separación no es económicamente viable. El usode solventes físicos para endulzamiento podría conside-rarse bajo las siguientes condiciones:

Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayorde 50 Lpc. Concentración de propano o máspesados baja.Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( Nose requiere llevar su concentración a niveles demasiadobajos) Se requiere remoción selectiva de H2S

Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado

con agua.

• • Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol(DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este pro-ceso han sido para gases agrios con un alto contenido deCO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DM-PEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la ab-sorción preferencial del H2S. Cuando se requieren con-tenidos de este contaminante para gasoducto en el gas desalida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con es-

ta combinación la literatura reporta que simultáneamentecon bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se halogrado remover hasta un 85% del CO2.


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Ventajas del Selexol:

• Selectivo para el H2S

• No hay degradación del solvente por no haberreacciones químicas

• No se requiere “reclaimer”.• Pocos problemas de corrosión

• El proceso generalmente utiliza cargas altasde gas ácido y por lo tanto tiene bajos requeri-mientos en tamaño de equipo.

• Se estima que remueve aproximadamente el50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

• Alta absorción de Hidrocarburos. Los pro-

cesos de absorción físicos son más aplicablescuando los contenidos de etano e hidrocarbu-ros más pesados son bastante bajos.

• Requiere presiones altas ( mayores de 400LPC.)

• Solvente más costoso que las aminas

• En algunos casos se ha presentado acumula-ción de azufre en el solvente y depositación deazufre en los equipos.

• Baja remoción de mercaptanos

• Se debe usar gas de despojamiento en el pro-

ceso de regeneración.

• • Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorción física que presenta las si-guientes ventajas: como no hay reacciones químicas losproblemas de corrosión son mínimos y el líquido usadose regenera haciéndolo pasar por un separador para remo-verle el gas absorbido, no se requiere aplicación de caloro muy poca, es un proceso bastante selectivo. La princi-pal desventaja es que requiere una unidad recuperadorade azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altosde gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas ve-ces se recomienda combinar este proceso con el de ami-nas para reducir costos.

En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arribaen la torre y hace contacto con el agua que viene de arribahacia abajo. El gas que sale por la parte superior de latorre está parcialmente endulzado y se envía a la planta deaminas para completar el proceso de endulzamiento. Elagua que sale del fondo de la torre se envía a un separadorde presión intermedia para removerle los hidrocarburosdisueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a

un separador de presión baja donde se le remueven losgases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a latorre.

1.3 Procesos Híbridos

Los procesos híbridos presentan un intento por aprove-char las ventajas de los procesos químicos, alta capaci-dad de absorción y por tanto de reducir los niveles de loscontaminantes,

Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento porAbsorción con Agua.

especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos fí-sicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los pro-cesos de regeneración.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa unsolvente físico, sulfolano ( dióxido de tetrahidrotiofeno),un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición tí-pica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y aguarespectivamente. La composición del solvente varía de-pendiendo de los requerimientos del proceso de endul-

zamiento especialmente con respecto a la remoción deCOS, RSR y la presión de operación.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la efi-ciencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayu-dar en la reducción de la concentración de gases ácidos aniveles bajos, el factor dominante en la parte superior dela contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capaci-dad global de remoción, el factor dominante en el fondode la contactora. Como los solventes físicos tienden a re-ducir los requerimientos de calor en la regeneración, lapresencia del sulfolano en este proceso reduce los reque-rimientos de calor a niveles menores que los requeridos

en procesos con aminas. El diagrama de flujo del procesosulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

Ventajas del Sulfinol.

• Exhibe excelentes capacidades para la re-moción de H2S y CO2. El sulfinol como laDEA tienen buena capacidad para remover ga-ses ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

• El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2sin degradación. La remoción de estos conta-minantes es debida básicamente a la presenciadel sulfolano.

• La remoción selectiva del H2S es posible enalgunos casos específicos, especialmente conrelaciones CO2/H2S altas y cuando no se re-quiere la remoción de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

• No es un proceso comercial. Hay que pagarderechos para poderlo aplicar.

• El CO2 degrada la DIPA, aunque el productoresultante se puede separar en un “reclaimer”.

Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un“reclaimer “ que trabaja al vacío en lugar de un“reclaimer” atmosférico.


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1.4 Procesos de Conversión Directa 7

• Aunque el sulfolano no se degrada en el pro-ceso de regeneración se pueden presentar pér-didas por evaporación.

• Debido a la presencia del sulfolano se presen-ta absorción excesiva de hidrocarburos pesadosque pueden afectar el proceso de recuperaciónde azufre.

• Un problema en algunas plantas de sulfinol esla formación de un lodo tipo brea que bloqueaintercambiadores y líneas. Este lodo se ha en-contrado que se forma a temperaturas por en-cima de 160 °F.

1.4 Procesos de Conversión Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten direc-tamente a azufre elemental sin necesidad de unidad re-

cuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reaccionesde oxidación – reducción que involucran la absorción deH2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está elproceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.

• Proceso Stretford.

Es el más conocido de los métodos de conversión directay en él se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3en agua. La relación es una función del contenido de CO2en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veceses deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por elfondo de la contactora y hace con-tacto en contracorriente con la solución del proceso. Coneste proceso se pueden tener valores de concentración deH2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos10 minutos para que haya contacto adecuado y se com-pleten las reacciones y luego al salir por el fondo se envíaa un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígenopor el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental;el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque deoxidación envía el azufre elemental al tope del tanque dedonde se puede remover.

Ventajas del Proceso

• Buena capacidad para remover H2S. Puedebajar su contenido a menos de 2PPM.

• Proceso Selectivo no remueve CO2.

• No requiere unidad recuperadora de azufre.

• Bajos requisitos de equipo. No requiere sumi-nistro de calor ni expansión para evaporación

• El azufre obtenido es de pureza comercial pe-

ro en cuanto a su color es de menor calidad queel obtenido en la unidad recuperadora de azu-fre.

Desventajas del Proceso

• Es complicado y requiere equipo que no escomún en operaciones de manejo.

• El solvente se degrada y el desecho de algunas

corrientes que salen del proceso es un proble-ma; está en desarrollo un proceso que no tienecorrientes de desecho.

• Los químicos son costosos.

• El proceso no puede trabajar a presiones ma-yores de 400 Lpca.

• Las plantas son generalmente de baja capaci-dad y el manejo del azufre es difícil.

• Proceso del Hierro Esponja.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S esbaja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere lapresencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pa-sar a través de un lecho de madera triturada que ha sidoimpregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3que tiene alta afinidad por el H2S. La reacción químicaque ocurre es la siguiente:

Fe2O3 + 3H2S Fe2S3 + 3H2O (5.18)

La temperatura se debe mantener por debajo de 120 °Fpues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas oneutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.

El lecho se regenera circulando aire a través de él, deacuerdo con la siguiente reacción:

2Fe2S3 + 3O2 2Fe2O3 + 6S (5.19)

La regeneración no es continua sino que se hace perió-dicamente, es difícil y costosa; además el azufre se vadepositando en el lecho y lo va aislando del gas.

El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacercon cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitarque se presente combustión. Generalmente, después de10 ciclos el empaque se debe cambiar.

En algunos diseños se hace regeneración continua inyec-tando O2 al gas agrio. Las principales desventajas de esteproceso son:

• Regeneración difícil y costosa

• Pérdidas altas de presión

• Incapacidad para manejar cantidades al-tas de S

• Problemas para el desecho del S pues nose obtiene con la calidad adecuada paravenderlo.


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Una versión más reciente de adsorción química con óxi-do de hierro utiliza una suspensión de este adsorbente, lacual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza paragarantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la sus-pensión de óxido de hierro (15). El proceso sigue siendoselectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2,

por tanto se puede usar para remover H2S cuando haypresencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reac-ción no produce SO2.

La Figura 69, muestra un esquema del proceso y una des-cripción un poco más detallada de la contactora. El gasproveniente de un separador gas-líquido se hace pasar porun despojador de entrada con el fin de hacerle una re-moción adicional de líquido que no se pudo retirar en elseparador Gas-líquido; al salir del despojador el gas es-tá saturado con los componentes condensables y se hacepasar por un sistema de calentamiento para que cuandoentre a la torre esté subsaturado con tales componentes y

así evitar que en la contactora el gas pueda llevar líquidosque afectarían el proceso; del sistema de calentamiento elgas entra a la contactora por su parte inferior.

La figura 70 muestra un esquema de la contactora la cualpor encima de la entrada de gas posee un bafle distribui-dor de flujo cuya función es hacer que el gas se distribuyauniformemente por toda el área transversal de la contac-tora. Luego se tiene un empaque con anillos de prolipro-pileno de una alta porosidad, sostenido en su parte infe-rior y superior por bafles horizontales de acero perfora-dos para permitir el paso del Gas. La porosidad de esteempaque es de más del 90% y su función es servir co-

mo medio para que la lechada de óxido de hierro y el gasestablezcan un contacto íntimo. La torre además dispo-ne de conexiones para inyección de químicos en caso deque sea necesario para mejorar el proceso y válvulas demuestreo para verificar el nivel de lechada en el empaque.

La lechada se prepara en el tanque de mezcla con aguafresca y polvo de óxido de hierro en una proporción 4 a1 por volumen; para garantizar una buena suspensión delóxido en el agua ésta se recircula con la bomba por elfondo al tanque a través de boquillas mientras se agregael óxido por la parte superior. Una vez lista la suspensiónse inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está

en marcha el gas se encargará de mantener las partículasde óxido de hierro en suspensión.

Además del H2S que se le remueve al gas durante el pro-ceso en él también se le retira parte del vapor de agua;de todas maneras el gas que sale de la contactora gene-ralmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuandoel gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, osea cuando la suspensión ha perdido efectividad para re-moverlo, se debe proceder al cambio de lechada de la si-guiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despo-jador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc.,se remueve la lechada gastada de la contactora a través

de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la to-rre presurizada con un colchón de gas a 100 lpc., después

de retirada la lechada agotada se despresuriza completa-mente la torre y se inyecta la nueva suspensión que ya seha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación duraunas dos horas y para evitar parar el proceso se deberántener dos contactoras.

1.5 Procesos de Absorción en Lecho Seco(Adsorción)

Figura 69-. Equipo y Proceso del Endulzamiento con Le-chada de Óxido de Hierro.

Figura 70-. Torre Contactora del Proceso de Endulza-miento con Lechada de Óxido de Hierro.

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través deun filtro que tiene afinidad por los gases ácidos y en gene-ral por las moléculas polares presentes en el gas entre lasque también se encuentra el agua. El más común de estosprocesos es el de las mallas moleculares aunque algunosautores también clasifican el proceso del hierro esponjaen esta categoría

Aunque sonmenos usadosque losprocesos químicospre-sentan algunas ventajas importantes tales como: Simpli-cidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficien-cia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gasescon concentraciones moderadas de H2S y en los que noes necesario remover el CO2.

• • • Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado enlos procesos de deshidratación por adsorción. Las mallasmoleculares son prefabricadas a partir de aluminosilica-tos de metales alcalinos mediante la remoción de agua detal forma que queda un sólido poroso con un rango detamaño de poros reducido y además con puntos en su su-perficie con concentración de cargas; esto hace que tengaafinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O;además debido a que sus tamaños de poro son bastanteuniformes son selectivas en cuanto a las moléculas queremueve. Dentro de los poros la estructura cristalina creaun gran número de cargas polares localizadas llamadassitios activos. Las moléculas polares, tales como las deH2S y agua, que entran a losporos forman enlaces iónicosdébiles en los sitios activos, en cambio las moléculas nopolares como las parafinas no se ligarán a estos sitios ac-tivos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzary deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas molecu-lares están disponibles en varios tamaños y se puede teneruna malla molecular que solo permita el paso de molécu-las de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandescomo hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin em-bargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las deH2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada

en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque enpequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principalproblema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce


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los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallaspara retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presio-nes moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Lasmallas se regeneran circulando gas dulce caliente a tem-

peraturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación quí-mica y se pueden regenerar indefinidamente; sin embar-go se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamentepues esto afecta la estructura de los poros y finalmentela eficiencia del lecho.. La principal causa de daño me-cánico son los cambios bruscos de presión o temperaturacuando se pasa la contactora de operación a regeneracióno viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento está li-mitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de ope-ración moderadas; debido a esto su uso es limitado enprocesos de endulzamiento. Se usan generalmente pa-

ra mejorar el endulzamiento o deshidratación realizadocon otros procesos o para deshidratación de gases dulcescuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplogas para procesos criógénicos.

La Figura 71 muestra el diagrama del proceso de endulza-miento con mallas moleculares. El gas agrio entra por laparte superior y sale por la inferior. El lecho se regeneracirculando una porción del gas endulzado, precalentadoa una temperatura de 400-600 °F o más, durante unas1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperaturadel lecho aumenta, éste libera el H2S adsorbido a la co-rriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre esquemado, generalmente.

Las mallas moleculares son poco usadas, pero se puedenaplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; ademásse pueden usar como complemento en procesos de endul-zamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajosde agua.

Figura73 −.Diagrama del Proceso de Endulzamiento porAdsorción con Mallas Moleculares.

Las mallas moleculares se usan también para tratar volú-menes grandes de gas pero con contenidos bajos de con-taminantes ácidos. Una innovación reciente del procesocon mallas moleculares permite la remoción selectiva deH2S en presencia de CO2.

Ventajas.

Son económicamente favorables para endulzargases con bajo contenido de H2S.

Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100%de CO2.

Cuando hay presencia de agua pueden endulzary deshidratar simultáneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no sepuede mezclarcon losgases de combustión del proceso de

incineración. Se puede formar COS en la malla molecularpor reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en elproceso de regeneración se va a obtener un gas de salidaque no estaba presente en el gas agrio.

2 Procedimiento Preliminar paraSeleccionar un Proceso de Endul-zamiento

2.1 Selección de Procesos Aplicables

Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, paraun caso particular dado los procesos aplicables se reducena 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:

Especificaciones del gas residualComposición del gas de entrada

Consideraciones del proceso

Disposición final del gas ácido

Costos

• Especificaciones del gas residual.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permi-tidos en el gas de salida del proceso habrá procesos que

no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y portanto serán eliminados. En algunos casos se requierenprocesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces quees necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el finde controlar su poder calorífico. La selectividad tambiénes importante en casos en que la relación CO2/H2S seaalta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una uni-dad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afectael desempeño de la unidad. El contenido de H2S es unfactor importante, quizás el más, en el gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refierea la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es

remover todo el azufre del gas porque estos compuestosde azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidosen la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento deestos líquidos.

• • • Características del Gas a Tratar.

Este factor es determinante en el diseño del proceso deendulzamiento, algunos procesos tienen desempeños muypobres con algunos gases de entrada y deben ser elimina-dos en la selección. En cuanto a la composición del gas elárea de mayor importancia es la cantidad relativa de hi-

drocarburos pesados recuperables; algunos procesos tie-nen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendenciaes mayor mientras más pesados sean los hidrocarburos,


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10 2 PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO

los cuales no solo crean problemas de espumas sino quetambién afectan el proceso de recuperación de azufre.

La presión del gas de entrada también es un factor impor-tante en la selección del proceso. Los procesos con car-bonato y los de absorción física requieren presiones de al

menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lotanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va atrabajar a presiones bajas.

La temperatura del gas también es importante porque de-fine la temperatura del solvente; una buena recomenda-ción es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20°F por encima de la del gas de entrada; pues si el solventeestá más frío que el gas de entrada habrá condensación ylos siguientes problemas de formación de espumas.

La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo yposiblemente el número de plantas en paralelo cuando semanejan volúmenes grandes de gas.

• • • Consideraciones del Proceso

La temperatura y disponibilidad del medio de calenta-miento se debe evaluar antes de hacer el diseño, esto esimportante en los costos de equipo y operación. La dis-ponibilidad del medio de enfriamiento también es impor-tante por la misma razón expuesta antes. Además la tem-peratura del medio de enfriamiento define la temperaturade circulación del solvente. En zonas donde el agua es es-casa y por lo tanto costosa para usarla como medio deenfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamien-to a usar y esto hace que las temperaturas del solvente,especialmente en verano, no puedan ser menores de 135– 140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues es-tos funcionan mejor a temperaturas bajas.

• • • Disposición Final del Gas Ácido

La disposición final del gas ácido puede ser una unidadrecuperadora de azufre o incineración, dependiendo delcontenido de H2S en el gas agrio y las exigencias am-bientales. Cuando se usa incineración no es importanteel contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratarpero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de

hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tor-nándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cualafecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar poruna unidad recuperadora de azufre y luego por una uni-dad de limpieza de gas de cola, requiere más presión quesi se va a incinerar.

• • • Costos

Los factores de costo que se deben tener en cuenta son:

Costos de equipo

Costos de Potencia

Costos de solvente

Costos de combustible.

Algunos procesos son más eficientes que otros en cuan-to a combustible, por ejemplo los de absorción física ylos híbridos son más eficientes en este sentido que los deaminas.

2.2 Capacidad de Remoción de ÁcidosLa tabla 21 muestra la capacidad de remoción de algunosprocesos, siempre y cuando el proceso sea aplicable y eldiseño adecuado.

Los procesos con carbonato se usan básicamente para re-mover CO2 y son buenos para tratar gases agrios concontenidos altos, mayores del 20%, de gases ácidos perogeneralmente requieren un paso adicional de tratamien-to con aminas para terminar el endulzamiento y llevar elcontenido de gases ácidos a los niveles exigidos de 4ppmo menos. Todos los procesos, con excepción de los de car-

bonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero notodos remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierroesponja no remueven el CO2, y el DIPA y los solventesfísicos tienen grados de remoción variables dependiendodel contenido de CO2 y del diseño.

2.3 Características del Proceso de Trata-miento

La tabla 22 muestra las características más importantesde operación de los principales procesos de endulzamien-to.

Tabla 21 −. Capacidad de Remoción de Gases Ácidos deAlgunos Procesos de Endulzamiento.

Proceso H2S en

Gas Tratado Remoción De CO2 Selectividad

MEA < 4ppm 99+ No

DEA < 4ppm 99 No

DGA < 4ppm 99+ NO

DIPA < 4ppm 30 –99 Puede ser

Solv. Físicos < 4ppm 15 – 95 SiSulfinol < 4ppm Hasta 99+ Puede ser

Sretford < 4ppm ~0 Si

Mallas < 4ppm ~0 Si

Hierro Esponja < 4ppm ~0 Si

Proc. Con Carb. ~20ppm 98 – 99 no

Tabla 22 −. Características de Algunos Procesos de En-dulzamiento.

Proceso Aplicable

Gases Ricos Aplicable

Bajas P Degrad.

https://es.wikipedia.org/wiki/Fr%C3%ADo


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Qca. Del

Solvente Necesidad

Reclaimer Pérdidas

Prom.

L..b/MPCN*

MEA Si Si Si Si 5

DEA Si Si Si No 3.5

DIPA Si Si Si Si 5.0

CATACARB Si No No No 3

Solv. Físic. No No No No 4

SULFINOL A veces Si Si Si 1.5/%

STRETFOR A veces Si Si No

Mallas Mol. A veces Si No No

Hierro Esp. A veces Si No No

• estas pérdidas se dan en libras de solventepor millón de pie cúbico normal de gasácido.

Cuando el gas a tratar posee cantidades apreciables de hi-drocarburos pesados se deben eliminar los procesos consolventes físicos ya que estos procesos absorben muchosde estos hidrocarburos que se le deben remover al gas enel procesamiento ( fraccionamiento); además estos hidro-carburos pesados terminan en el gas ácido lo cual crearáproblemas en la unidad recuperadora de azufre. El DGA,el Sulfinol, el Stretford y las mallas moleculares solo pue-

den tratar corrientes de gas que posean contenidos inter-medios de hidrocarburos pesados. La presencia de aro-máticos como el benzeno complica aún más el proble-ma. Los procesos con MEA, DEA, DIPA y carbonatosprácticamente no absorben hidrocarburos pesados. .. So-lo los procesos con carbonato y con solventes físicos nopueden trabajar a presiones bajas pues su capacidad deabsorción de gases ácidos depende de la presión parcialde estos. Todos los procesos con aminas tienen solventesque sufren algún grado de degradación y pueden requerirel uso de “reclaimer”. Como los procesos en lecho secono tienen solvente con ellos no se presentan problemas

de degradación; sin embargo en las mallas se pueden pre-sentar problemas de sinterización y taponamiento lo cualhace que pierda su capacidad y eficiencia de remoción ysea necesario reemplazarlas; en el caso del hierro esponjaaunque puede haber regeneración, por aspectos económi-cos y técnicos se recomienda reemplazarla.

3 Consideraciones de Diseño

• • Dimensionamiento Apropiado.

El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de cir-culación del solvente es importante por los siguientes as-pectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitación y

turbulencia y debe haber espacio adecuado para la libe-ración del vapor.

• • Acondicionamiento del Gas de Entrada.

Especialmente es importante la filtración y remoción delíquidospresentes en el gasde entrada; tanto las partículassólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionanproblemas en las plantas de aminas. Se deben removerpartículas de hasta 5 micrones.

• • Selección de Materiales.

La mayoría de las plantas de aminas son construidas conaceros inoxidables al carbono pero por las condiciones decorrosión, presión y temperatura a las que tienen que tra-bajar es muy común operaciones de reposición de piezas

o partes por su estado de alteración por corrosión al ca-bo de tiempos de operación relativamente cortos. Se re-comienda el uso de aceros resistentes a la corrosión conespesor de tolerancia para la misma de aproximadamente1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreodel problema de corrosión.

• • Filtrado de la Solución

Es una de las claves más importantes para el funciona-miento adecuado de una planta de aminas. Generalmentelos operadores no usan filtros para evitar problemas de ta-

ponamiento, pero el hecho de que este se presente es unaprueba de la necesidad de filtración. Los filtros remuevenpartículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodoque tratan de depositarse en los sistemas de endulzamien-to; si estos materiales no se remueven tienen tendencia aformar espumas y crear problemas de corrosión.

Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solu-ción siendo el promedio entre 20 y 25%; mientras mayorsea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la solu-ción, pero se requiere mayor mantenimiento de los filtros.La caída de presión a través del filtro se toma como refe-rencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro del

filtro puede variar desde uno hasta micrones dependien-do de las características de las partículas a remover perouna selección de un filtro de 10 micras es típica y pareceadecuada.

• • Pérdidas y Degradación de las Aminas.

Este es un aspecto importante por varias razones, entreellas: El solvente perdido se debe reemplazar y esto re-presenta una fracción apreciable de los costos de opera-ción.

El solvente degradado reduce la cantidad de solvente ac-tivo, acelera la corrosión y contribuye a la formación deespumas.


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12 3 CONSIDERACIONES DE DISEÑO

Las pérdidas de solvente se pueden reducir usando ”re-claimers” y filtros, instalando despojadores a la salidade contactora y el regenerador, teniendo colchón de gas( Gas Blanketing) en el almacenamiento del solvente ydiseñando adecuadamente los sistemas intercambiadoresde calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el

medio de calentamiento no debe estar a temperaturas ma-yores de 300 °F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente sutemperatura no puede ser mayor de 350 °F.

• • Formación de Espumas.

Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salidaporque reducen el contacto gas – líquido y ocasionan unarrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace ne-cesario el uso de inhibidores de espumas y es necesariotrabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibi-dor y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequeña

cantidad de inhibidor puede resolver el problema, perouna cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuan-do se observa una caída de presión alta en la contactorase debe realizar una inspección del antiespumante.

La formación de espumas se debe intentar controlar conel uso del “reclaimer” y filtración, el uso de inhibidoresserá un último recurso pues ellos solo controlan el proble-ma no lo resuelven. Una causa de formación de espumasque a menudo no se tiene en cuenta es la condensaciónde hidrocarburos en la contactora, esto se puede contro-lar manteniendo la temperatura de la solución pobre ( laque está entrando a la contactora) a una temperatura 10 0

15 °F por encima de la temperatura del gas de entrada ypara gases muy agrios se pueden requerir diferencias aúnmayores.

• • Operación del Regenerador

Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidadde remoción de gases ácidos pero también aumentan lasposibilidades de corrosión y de degradación del solvente.Las soluciones de amina pobre deben salir del regenera-dor a temperaturas no mayores de 260 °F ( 280 °F parala DGA) y en promedio entre 230 y 240 °F para prevenir

la degradación térmica. Cuando se tiene planta recupera-dora de azufre la presión del regenerador requerida paraforzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar entemperaturas más altas.

El diseño del rehervidor también involucra consideracio-nes importantes. Debe haber espacio adecuado entre tu-bos para permitir la liberación del vapor. Los tubos siem-pre deben estar cubiertos con algunas pulgadas de líquidoy se debe garantizar un flujo estable de calor que no ex-ceda los 12000 BTU/pie2/h.

• • Operación del “Reclaimer”.

La función del reclaimer es reversar las reacciones de de-gradación de las aminas destilando las aminas recupera-

bles y el vapor de agua y dejando un producto no regene-rable, con aspecto de lodo, el cual hay que remover pe-riódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y 2% de latasa de circulación del solvente y debe tener orificios deacceso para remover los residuos no regenerables. Algu-nos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de

forma continua, algunos al vacío y otros a presiones lige-ramente por encima de la presión atmosférica.

• • Corrosión

Esta es quizás la principal preocupación en la operaciónde una planta de endulzamiento y los procedimientosplanteados antes para controlar problemas de operaciónen las plantas de endulzamiento también sirven para con-trolar la corrosión. Una planta de aminas diseñada ade-cuadamente debe tener posibilidades de instalación decupones que permitan monitorear el problema de corro-

sión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibi-dores y en este caso se debe garantizar la compatibilidaddel inhibidor con la solución del solvente para evitar pro-blemas de espumas y degradación del solvente.

5.5 −. Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas(5)– (9).

Existen muchas reservas de gas en yacimientos peque-ños, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas demuy baja calidad por el alto contenido de contaminan-tes que actualmente no se pueden integrar a las reservasdisponibles de gas porque por los altos costos de produc-

ción, incluyendo los costos de procesamiento del gas parallevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los ha-cen económicamente viables. Una forma de hacerlos via-bles económicamente sería si se tuvieran mecanismos deprocesamiento más económicos, menos costosos y máseficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros deinvestigación del Gas Natural, como el IGT ( Instituteof Gas Technology), la AGA (American Gas Associa-tion); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( GasProccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajosintensivos en investigación y desarrollo para desarrollar

nuevos equipos, materiales y procesos que permitan te-ner tecnologías de procesamiento del gas que hagan ex-plotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigación en el áreade tratamiento del gas son las regulaciones ambienta-les para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles(VOC) especialmente en los procesos de regeneración delos materiales usados para deshidratación y endulzamien-to del gas, y para la disposición final del azufre obtenidoen la remoción del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos taneficientes como los actuales o más, pero más integrados

y compactos que ocupen menos espacio y sean transpor-tables fácilmente para poderlos utilizar en plataformas oen yacimientos de difícil acceso.


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En el desarrollo de materiales se pretende tener a dispo-sición materiales menos costosos, más eficientes y másamistosos con el medio ambiente.

Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se preten-de tener procesos eficientes, económicos, de fácil opera-

ción, que requieran equipos sencillos y en menor canti-dad.

Dentro de los desarrollos tecnológicos en la industria delprocesamiento del gas se pueden mencionar los siguien-tes: • Uso de membranas para endulzamiento del gas. •Remoción del H2S usando inyección directa de barredo-res de H2S a la tubería. • Uso de nuevos materiales comola N – Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulza-miento

5.5.1 USO DE MEMBRANAS DE FILTRACION SE-LECTIVA EN EL TRATAMIENTO DEL GAS(5) y (6)

Una tecnología que parece promisoria en el tratamientodel gas es el uso de membranas selectivamente no poro-sas para separar los componentes hidrocarburos de los nohidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son másconfiables que otros a base de solventes químicos y conaltos costos de mantenimiento y dependen únicamente dela naturaleza del material de la membrana. Estas caracte-rísticas hacen que las membranas sean ideales para apli-caciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajosde gas.

El instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Insti-tuto de Tecnología del Gas (IGT) ha efectuado evaluacio-nes de campo de unidades de procesamiento tipo mem-brana para construir una mejor comprensión de la econo-mía de esta tecnología bajo varios escenarios de opera-ción. Los resultados de estas pruebas soportan la eviden-cia de que las membranas forman un grupo importantede opciones de procesamiento de gas disponibles.

La tecnología de membrana está emergiendo rápidamen-te en la industria del petróleo para uso en el tratamientode gases de producción. La filtración selectiva consiste enque una membrana polimérica se usa para separar com-puestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas natu-ral cuando se somete a una presión diferencial.

En los procesos con membranas semipermeables ( per-meation Process) el gas entra a un recipiente que po-see dos zonas de presiones diferentes separadas por unamembrana. El gas entra a la zona de presión más alta y se-lectivamente va perdiendo los componentes que se pue-dan permear a través de la membrana hacia la zona demenor presión. Se podrán permear los componentes quetengan afinidad por la membrana.

La membrana tiene una afinidad muy alta por el agua, elH2S y el CO2 y baja por hidrocarburos tal como lo mues-tra la parte superior de la figura 72. La parte inferior dela misma figura 72 muestra el proceso de filtración en la

membrana: el gas entra al recipiente donde está instaladala membrana y queda por encima de ésta. Por debajo dela membrana se tiene una presión menor y por lo tanto el

gas tratará de pasar pero sólo lo harán las moléculas quetienen afinidad por la membrana, o sea los contaminantesdel gas, aunque también pasará algo de hidrocarburos de-pendiendo de la diferencia de presión a ambos lados de lamembrana, el contenido de contaminantes y la permea-bilidad de la membrana.

De todas maneras, la mayor parte de las moléculas de hi-drocarburos no pasarán la membrana y saldrán del reci-piente con un contenido más bajo de contaminantes. Si selogra que la membrana baje el contenido de contaminan-tes en el gas a valores tan bajos como los que se consiguencon los tratamientos convencionales para remover CO2,H2S y agua, estos podrán ser sustituidos por las mem-branas especialmente en plataformas de producción pordisminución en peso y requerimientos de espacio de lainstalación.

Las membranas planas no se usan comercialmente por-

que no tienen suficiente área. En los sistemas de capilaresde fibra se tiene un número grande de capilares, de 10000a 100000, cuya superficie es semipermeable y es a basede fibra, el diámetro de los capilares es de un milímetroo menos y van montados en una plataforma que los man-tiene paralelos, todo el sistema finalmente va

Figura 72-. Selectividad de Membranas y Diagrama delProceso de Filtración(5)

rodeado por una carcasa. La zona de alta presión puedeser el interior o el exterior de los capilares, pero en todoslos casos el gas a tratar entra por la zona de alta presióny ya tratado sale por la misma zona de alta presión; los

gases removidos, o sea los gases ácidos, salen por la zonade baja presión. La zona de baja presión está a una presióndel 10 al 20% de la presión alta.

La figura 73 muestra un diagrama de una membrana tipocartucho cuyo diseño y funcionamiento ha venido siendoestudiada en un proyecto de investigación en el institu-to de Investigaciones del gas (GRI por sus iniciales eninglés). El sistema es una especie de tela enrollada y latela consta de una lámina central impermeable cubiertapor encima y por debajo de un paquete de tres láminaspermeables a través de las cuales pueden pasar las molé-culas que se quieren remover. La tela está enrollada al-

rededor de un tubo ranurado. El gas a tratar entra a unadeterminada presión por uno de los extremos del cilindroque forma la tela enrollada al hacerlo se desplazará porlos anulares que forman dos vueltas consecutivas de latela y las moléculas contaminantes se filtrarán a través delas láminas permeables de la tela hacia el centro de la sec-ción transversal de la misma donde encontrarán la láminaimpermeable y se irán a través de esta hacia el centro delcilindro donde está el tubo ranurado que se encuentra auna presión menor que la presión a la cual está entran-do el gas a tratar. El gas residual, libre de las moléculascontaminantes continuará su trayectoria por los anulareshasta salir al otro extremo del cilindro. De esta maneraes posible manejar mayores cantidades de gas que en unamembrana plana porque se puede aumentar por un factor


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14 4 BARREDORES DE H2S

grande la superficie de contacto entre el gas y la membra-na.

Con una membrana es difícil remover el H2S a los nivelesexigidos para un gasoducto, pero se puede remover casitodo el CO2 y una fracción importante del H2S, el resto

habrá que removerlo con otro proceso.Cuando todos los componentes del gas tienen permeabi-lidades similares a través de la membrana, o cuando serequiere alta pureza del gas se deben usar membranas enserie o reciclar el gas.

Dependiendo de las propiedades del gas, una membranadiseñada para bajar el contenido de CO2 a los niveles exi-gidos por el gasoducto puede bajar también el contenidode agua a valores de 7 Lbs./MPCN pero algunas veces esnecesario complementar la deshidratación con otro pro-ceso para llevarla a los contenidos exigidos.

Las investigaciones realizadas con el uso de membranaspara remover CO2, H2S y H2O han mostrado lo siguien-te:

- Remoción de CO2. Cuando el gas se va a li-cuar el contenido de CO2 se debe llevar a valo-res muy bajos y en éstos casos el costo de trata-miento usando membranas (costo de la mem-brana más costo del gas que arrastra el CO2)está muy porencima del costo usando unaplan-ta de aminas, se espera que mejorando la selec-tividad de la membrana y su permeabilidad sepuedan tener costos más competitivos.

Cuando el gas se va a vender en fase gaseosa no es nece-sario bajar tanto el nivel de CO2 y si el contenido inicialde CO2 en el gas es bajo, por debajo de un 20%. aproxi-madamente, el endulzamiento usando membranas es másbarato que el convencional y la diferencia en costos esmayor si se logran tener membranas con mayor selectivi-dad. Para contenidos iniciales de CO2 entre 20 y 40%, noes recomendable usar membranas y para contenidos ini-ciales de CO2 por encima del 40%, nuevamente es máseconómico el uso de membranas y lo será más mientrasmayor sea el contenido de CO2. En éste último caso el

gas endulzado se tiene para entregarlo al gasoducto o parallevarlo a un proceso convencional para removerle total-mente el CO2 y poderlo licuar, y el CO2 removido, quede todas maneras ha arrastrado algo de gas, tiene una altapureza y se puede utilizar en procesos de recuperación.

Remoción de H2S. El contenido de H2S debe ser bas-tante bajo y parece ser que con las membranas existentesno es posible bajar el contenido de H2S a éstos valores acostos menores que con los procesos convencionales; sinembargo ésta situación puede cambiar si se logra tener

Figura 73 −. Diagrama de la Estructura y Funcionamien-to de una Membrana tipo Cartucho(6)

membranas más selectivas o usar la membrana para bajarel contenido de H2S en el gas a un valor intermedio y

luego llevar el gas a un proceso convencional de remociónde H2S.

Remoción de agua. Para reducir el contenido de agua alos valores tradicionalmente aceptables en el gas naturalse requieren membranas de mejor permeabilidad que las

existentes actualmente, con costos menores que utilizan-do glicol; adicional a esto una planta de deshidratacióncon membranas pesaría 6 veces menos y ocuparía tresveces menos espacio que una planta de glicol, lo cual esimportante en plataformas de producción.

Actualmente las membranas, que es una tecnología nue-va, tienen su principal aplicación como una alternativaeconómica atractiva para remover CO2 en volúmenes pe-queños de gas, hasta 10MPCN/D, pero la tendencia eshacerla aplicable para remover H2S, CO2 y agua parausarla en plataformas de producción.

Finalmente, las membranas tambiénpueden usarseen sis-

temas híbridos en los cuales se usa en forma combinadacon equipos de uso tradicional en el procesamiento delgas; este es el caso de las membranas gas - líquido usa-das en la remoción de CO2 en donde la membrana seusa para remover parte del CO2 del gas que entra a en-dulzamiento, antes de que entre a hacer contacto con lasolución de aminas en la contactora, y luego se usa pararemover parte del CO2 de la solución de aminas que va aregeneración, antes de entrar a la torre regeneradora.

Durante los últimos años, ha crecido apreciablemente eluso de membranas como tecnología en el tratamiento delgas natural. Las razones son claras: Procesos simples( sin

partes móviles, operación de unidades simples); más ba-ratas que las unidades de aminas sobre el mismo rango detamaños pequeños; compactas, de poco peso y montadasen plataformas que se pueden transportar o mover fácil-mente. La exitosa aplicación de la tecnología de membra-nas permitirá traer más gas natural a los consumidores amenor precio y explotar yacimientos pequeños de gas ode difícil acceso que por los bajos volúmenes o las difi-cultades para llegar a ellos los hacía demasiado costosos yno viables económicamente. La tecnología está alcanzan-do madurez y nuevos desarrollos aumentarán las ventajasde costos para la comunidad. Se están desarrollando nue-vos materiales para las membranas que aumentarán estosbeneficios de reducción de costos, especialmente en lo re-lativo a la selectividad para reducir el arrastre de hidro-carburos en los contaminantes removidos.. Además lasmembranas podrían realizar simultáneamente los proce-sos de deshidratación y endulzamiento.

4 Barredores de H2S

Los métodos tradicionales para remover H2S han sidoel uso de soluciones de etanolaminas y el método del hie-

rro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesosconstan de una etapa de operación y una etapa de rege-neración, lo cual implica el uso de equipos múltiples, al


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menos una torre contactora, una regeneradora y equipoaccesorio, y demanda apreciable de espacio; además enlos procesos de regeneración se presenta la formación deproductos altamente contaminantes cuya disposición finalincrementa aún más los costos de tratamiento. El proce-so de las etanolaminas no es económicamente viable en

el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidosrelativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se está trabajando enel desarrollo de químicos barredores de H2S de inyeccióndirecta, entre ellos la triazina, en los procesos y equiposrequeridos para su aplicación de tal forma que se pue-da garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con elmedio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorrosimportantes en el tratamiento del gas teniendo un gas re-sidual de igual o mejor calidad que el obtenido con losprocesos aplicados hasta ahora.

El GRI está patrocinando un programa de evaluación detecnologías de barrido de H2S como parte de un progra-ma global de remoción y recuperación de azufre. Uno delos objetivos fundamentales de este trabajo es desarrollarun conocimiento más sólido de los fundamentos de barri-do con inyección directa ( inyectando barredores quími-cos directamente a la tubería).

En el área del barrido con H2S, los operadores han bus-cado siempre reducir los costos de capital eliminando re-cipientes contactores e inyectando los químicos directa-mente a la tubería. Esta aproximación de inyección direc-ta, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicarcon éxito, siendo los principales problemas obtener resul-tados de remoción aceptable de H2S y costos mayores enmuchos casos.

Un segmento creciente de la industria del gas usa proce-sos de barrido de H2S para remover bajas concentracio-nes de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo degases los procesos convencionales de endulzamiento conaminas no son métodos económicos de tratamiento es-pecialmente cuando no se requiere la remoción de CO2.Históricamente, la industria de producción de gas ha usa-do procesos de barrido de H2S no regenerativos En estosprocesos un agente barredor reacciona irreversiblementecon el H2S. Los productos de la reacción se separan delgas tratado y se desechan.

Los agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se apli-can generalmente a través de uno de los siguientes mé-todos:1) Aplicación por intervalos de tiempo del agentesecuestrante líquido en una torre contactora “sparged”; 2)aplicación por intervalos de tiempo de los agentes secues-trantes sólidos en una contactora de lecho fijo.; 3) inyec-ción continua y directa de agentes barredores líquidos.Estudios de campo han demostrado que el desempeño delos sistemas con inyección directa de barredores es másdifícil de predecir que los sistemas basados en torres con-tactoras porque la fundamentación teórica asociada consu comportamiento y costos es bastante desconocida yporque los parámetros de aplicación, tales como veloci-

dad del gas, condiciones de mezcla líquido – gas y tiempode contacto varían ampliamente de un sitio a otro. Comoresultado la remoción de H2S, el uso de químico y loscostos del mismo son bastantes específicos de cada sitioy no se pueden predecir con facilidad.

5 Desarrollo de Nuevos Materiales

La N-Formilmorfolina (NFM) es un solvente físico queha demostrado que tiene importantes ventajas técnicas yeconómicas para el tratamiento de gases de baja calidad ogases de síntesis. Esta tecnología emergente es el produc-to de actividades de investigación y desarrollo del IGT;ya se puede obtener comercialmente y se ha probado enprogramas de pruebas de campo como una aplicación deendulzamiento del gas natural con significativas ventajascon respecto a otras tecnologías existentes. Las ventajasmás importantes que ha mostrado son las siguientes:

• Baja Inversión de capital

• Altas concentraciones de CO2/H2S en los ga-ses a tratar.

• Mayor rendimiento del producto.

• Estabilidad del solvente.

• Ambientalmente compatible.

• Simplicidad operacional.

La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, unasustancia ampliamente conocida en técnicas de refineríay usada para prevenir corrosión. Exhibe alta selectividadcon buena capacidad de solubilidad porque el grupo for-mil está ligada al nitrógeno activo en el anillo de la morp-holina. Es un solvente único por su selectividad, capaci-dad de disolución, compatibilidad ambiental, no corro-sividad y alto punto de ebullición. Otras característicasimportantes de la NFM son:

• Por su estructura polar posee alta capaci-

dad de retener grandes cantidades desde H2Sy CO2

• Absorbe pocas moléculas de hidrocarburos.

• Debido a su estructura polar tiene alta selec-tividad por las moléculas de CO2 y H2S per-mitiendo altas temperaturas de operación, pre-siones más bajas y menores tasas de solvente.

• Es ambientalmente compatible pues es unasustancia no tóxica y biodegradable.

• Por su alta temperatura de ebullición se hausado por largos períodos a temperaturas de

200 °C sin degradación o ruptura térmica delsolvente. Los procesos de tratamiento del gasnatural operan a.temperaturas de unos 180 °C.


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16 6 PROCESAMIENTOS DEL GAS

• Es químicamente estable y noreacciona con otros componentes ocontaminantes del gas a tratar

• Las mezclas NFM agua son básicas debido a la ligera hi-drólisis del NFM, lo cual se traduce en protección contrala corrosión.

La tabla 23 muestra las propiedades físicas de NFM.

Tabla 23-.Propiedades del NFM(9)

N-Formylmorpholine

4-Formylmorpholine

4-Morpholinecarboxyaldehyde

Formylmorpholid

Calor Específicoa 20 C = 0.42 cal/g C

a 50 C = 0.44 cal/g C

a 100 C = 0.48 cal/g C

a 150 C = 0.53 cal/g C

Calor de Vaporización en el punto de ebullicióna 14.7 psi: 106 kcal/kg

pH cuando se mezcla con agua 1:1=8.6 PesoMolecular.: 115

Punto de Ebullición.: 243 °C a 14.7 psi

Punto de Fusión: 23 °C

Densidad a 20 °C: 1153 kg/m³

Punto de llama (Pensky-Martens): 125 C

Punto de Ignición: 370 C

Viscosidad a 30 °C: 6.68 cP; 5.85 cSt

Miscible con benceno en cualquier proporción

Miscible con agua en cualquier proporción

Olor – Característico y muy penetrante.

Estabilidad: muy buena

Toxicidad por Inhalación en ratas de laborato-rio: No presentó mortalidad después de 8 h deexposición a una atmósfera altamente concen-trada y a 20 °C.

6 Procesamientos del gas

Se entiende como procesamiento del gas, la obtención apartir de la mezcla de hidrocarburos gaseosos producida

en un campo, de componentes individuales como etano,propano y butano. En el procesamiento del gas se obtienelos siguientes productos:

- Gas Residual o Pobre. Compuesto por me-tano básicamente y en algunos casos cuando nointeresa el etano, habrá porcentajes apreciablesde éste.

- Gases Licuados del Petróleo (LPG). Com-

puestos por C3 y C4; pueden ser compuestosde un alto grado de pureza (propano y butanoprincipalmente) o mezclas de éstos. La tabla26 muestra las características de algunos com-puestos o mezclas de LPG.

- Líquidos del Gas Natural (NGL). Es la frac-ción del gas natural compuesta por pentanos ycomponentes más pesados; conocida tambiéncomo gasolina natural. La tabla 24(1) muestralas especificaciones que típicamente se le exi-gen a la gasolina natural en una planta de pro-cesamientos del gas natural.

El caso más sencillo de procesamiento del gas natural esremoverle a este sus componentes recuperables en formade líquidos del gas natural (NGL) y luego esta mezcla lí-quida separarla en LPG y NGL. Cuando del proceso seobtiene con un alto grado de pureza C2, C3 y C4 se co-noce como fraccionamiento.

El procesamientodel gasnatural se puede hacer porvariasrazones:

• Se necesitan para carga en la refinería o plan-ta petroquímica materiales como el etano, pro-

pano, butano.

• El contenido de componentes intermedios enel gas es apreciable y es más económico remo-verlos para mejorar la calidad de los líquidos.

• El gas debe tener un poder calorífico determi-nado para garantizar una combustión eficienteen los gasodomésticos, y con un contenido altode hidrocarburos intermedios el poder calorífi-co del gas puede estar bastante por encima dellímite exigido.

Se habla básicamente de tres métodos de procesamientodel gas natural: Absorción, Refrigeración y Criogénico.El primero es el más antiguo y el menos usado actual-mente; consiste en poner en contacto el gas con un aceite,conocido como aceite pobre, el cual remueve los compo-nentes desde el C2 en adelante; este aceite luego se sepa-ra de tales componentes. El método de refrigeración esel más usado y separa los componentes de interés en elgas natural aplicando un enfriamiento moderado; es máseficiente que el método de absorción para separar del C3en adelante. El proceso criogénico es el más eficiente delos tres, realiza un enfriamiento criogénico (a temperatu-

ras muy bajas, menores de −100 °F) y se aplica a gasesdonde el contenido de intermedios no es muy alto perorequiere un gas residual que sea básicamente metano.


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7 Proceso de Refrigeración

En este caso la mezcla gaseosa se enfría a una tempera-tura tal que se puedan condensar las fracciones de LPGy NGL. Los refrigerantes más usados en este caso sonfreón o propano. La figura 79 muestra un esquema de es-te proceso.

El gas inicialmente se hace pasar por un separador pararemoverle el agua y los hidrocarburos líquidos. Al salir elgas del separador se le agrega glicol o algún inhibidor dehidratos para evitar que estos se formen durante el enfria-miento. Luego el gaspasa porun intercambiador donde sesomete a pre-enfriamiento antes de entrar al Chiller don-de le aplica el enfriamiento definitivo para llevarlo hastaaproximadamente −15 °F.

Del Chiller el gas pasa a un separador de baja tempera-tura donde habrá remoción del glicol y el agua, y los hi-

drocarburos, como mezcla bifásica, pasan a una torre defraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocar-buros livianos, C1 básicamente, en forma gaseosa comogas residual que sale por la parte superior; los hidrocar-buros intermedios C2, C3, C4 y C5+ salen por la parteinferior hacia almacenamiento si no se va hacer separa-ción de, al menos, LPG y NGL, o hacia fracionamientosi es lo contrario.

Parte de los gases que tratan de salir de la torre fracciona-dora son condensados y reciclados para reducir el arrastrede hidrocarburos intermedios en el gas.

El calentamiento en el fondo de la torre se hace para eva-

porar el metano y el etano; reduciendo la presión y au-mentando la temperatura se puede conseguir una mejorseparación del metano y el etano de la fase líquida.

Los niveles típicos de remoción de C3, C4, C5+ por esteproceso son: C3 85%; C4 94%; C5+ 98%. Es po-sible recuperar pequeños porcentajes de C2 en este tipode plantas, pero está limitado por el hecho de que no esposible, con las refrigerantes actuales, bajar la tempera-tura del gas antes de entrar a la absorbedora a valores pordebajo de −40 °F aproximadamente.

La mayoría de las plantas usan freon como refrigeran-

te y limitan la temperatura del gas de entrada a −

20 °F,porque a temperaturas por debajo de este límite las pro-piedades mecánicas del acero de las tuberías se ven afec-tadas.

8 Procesos Criogénicos

Se caracterizan porque el gas se enfría a temperaturas de−100a −150 °F (Temperaturas Criogénicas); en este ca-so se requiere que el gas después de la deshidratación ten-ga un contenido de agua de unas pocas ppm, además se

necesita que el gas se pueda despresurizar para poderloenfriar. Las plantas criogénicas son la de mayor rendi-miento en líquidos recobrados, son más fáciles de operar

y más compactas aunque un poco más costosas que lasde refrigeración (1). La selección de una planta criogé-nica se recomienda cuando se presenta una o más de lassiguientes condiciones (4).

Figura 79 −. Diagrama del procesamiento del Gas por

Refrigeración.76

• Disponibilidad de caída de presión en la mez-cla gaseosa

• Gas pobre.

• Se requiere un recobro alto de etano (mayordel 30%).

• Poca disponibilidad de espacio.

• Flexibilidad de operación (es decir fácilmen-te adaptable a variaciones amplias en presión yproductos).

Como el gas se somete a caída de presión, el gas residualdebe ser recomprimido y por esta razón la expansión delgas, en lugar de hacerse a través de una válvula, se hacea través de un turbo expandir para aprovechar parte de laenergía liberada en la expansión.

La figura 80, es el esquema de un proceso criogénico pararemoción de líquidos de un gas.

El gas inicialmente se hace pasar por un separador de altapresión para eliminar los líquidos (agua y condensados).Luego se pasa por una unidad de deshidratación para ba-

jarle el contenido de agua a valores de ppm; por esto launidad de deshidratación debe ser de adsorción y el dise-cante del tipo mallas moleculares.

De la unidad de deshidratación el gas intercambia calorcon el gas que sale de las desmetanizadora a aproxima-damente −150 °F y luego pasa a un separador de bajatemperatura. De este separador el líquido y el gas salenaproximadamente a −90 °F y el líquido entra a la des-metanizadora por un punto donde la temperatura de estasea aproximadamente −90 °F. El gas que sale de este se-parador pasa por el turbo expandir donde la presión caea unos 225 IPC y la temperatura cae a −150 °F y a esas

condiciones entra a la desmetanizadora.En la desmetanizadora la temperatura varía desde uno 40°F en el fondo, donde hay una zona de calentamiento, y−150 °F en el tope.

Elgasquesaledeltopea −150 °F y 225 LPC intercambiacalor con el gas que sale de la unidad de deshidratacióny luego pasa a un compresor que es activado por el tur-bo expandir, aprovechando parte de la energía cedida porla expansión del gas, y luego otro compresor termina decomprimir el gas para llevarlo a la presión requerida.

Como el gas se calienta por la compresión al salir del úl-

timo compresor, parte de este gas se usa para mantenerel fondo de la desmetanizadora a 40 °F y el resto se hacepasar por un enfriador para llevarlo a la temperatura ade-


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18 9 BIBLIOGRAFÍA

cuada. Todo este es el gas residual, queen su composiciónes básicamente metano.

El líquido que sale de la desmetanizadora son los com-ponentes pesados del gas y se envía a almacenamiento, oa fraccionamiento para obtener C2, C3 y C4 (o LPG) y

NGL.En una planta criogénica los rendimientos en componen-tes recuperados son: C2 > 60%, C3 > 90% y C4+ 100%.

Ejemplo 6.1

El gas de la tabla 3 se somete a endulzamiento, deshidra-tación y procesamiento por refrigeración, donde se le re-mueveel85%deC3,el94%deC4yel98%deC5+,parallevarlo a los requisitos de calidad exigidos. Encontrar lacomposición del gas residual que sale de la fraccionadoraen los procesamientos.

• Solución:

Tomando una mol de gas que entra al proceso, las molesde cada uno de los componentes que quedan luego deltratamiento del gas son

H2S 0.0 C1 = 0.855 N2 = 1.44

C2=0.0574C3=(1-0.85)*0.0574=0.0027

C4 = (0.0082) * (1 - 0.94) = 0.003

C5+ = (0.0063) * (1 - 0.98) 0.0

Como el porcentaje de CO2 deben ser el 2%, las molesde C1, C2, C3, C4 y C5+ representan el 98% sea que lasmoles de CO2 presentes en el gas residual son:

y el número total de moles es finalmente, la composicióndel gas residual se calcular de la siguiente tabla:

Ci ni Yi = ni/0.95

CO2 0.019 0.02

N2 0.0144 0.015

C1 0.855 0.901

C2 0.0574 0.060

C3 0.0027 0.003

C4 0.0004 0.0004

C5+ 0.0001 0.0

El peso molecular de este gas es 17.87 y su gravedad es-pecífica 0.62.

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Documents

Plantas de procesamiento del gas natural.pdf