El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, al que debe ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica.

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1 El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, al que debe ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizarse a través de varios procesos, como son la absorción de los gases ácidos, con solventes químicos, físicos y mixtos. En términos generales, se puede decir que es la eliminación de compuestos ácidos (H 2 S y CO 2 ) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, y el producto “gas dulce”.

2 Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y otros componentes ácidos (COS, CS 2, mercaptanos, entre otros). Razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. Una de las principales consecuencias de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión. Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H 2 S), y dióxido de carbono (C0 2 ), además de la presencia de agua (H 2 0).

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6 EFECTO DE LOS GASES ÁCIDOS H 2 S TOXICIDAD CORROSIÓN (CON O SIN AGUA) CO 2 CORROSIÓN (CON AGUA) DISMINUCIÓN DE PODER CALORÍFICO CONGELAMIENTO Perdida de Peso SSCC

7 Este proceso de corrosión se divide en:  Corrosión dulce o corrosión por Dióxido de Carbono (CO 2 ): Este tipo de corrosión, representa uno de los principales problemas que confronta la industria petrolera. Ocasiona deterioros severos en los equipos e instalaciones pertenecientes al área de producción, almacenaje y transporte. Éste tipo de corrosión es común en sistemas de transporte de gas que contengan dicho elemento en presencia de agua.  Corrosión Ácida o Corrosión por Sulfuro de Hidrógeno (H 2 S): Este tipo de corrosión se presenta en la industria petrolera asociada a los pozos de producción de hidrocarburos ácidos o gases ácidos (gases o petróleos que contienen azufre). El gas H 2 S disuelto en agua en pequeñas cantidades puede crear un ambiente sumamente corrosivo. Este tipo de ataque puede ser identificado dada la formación de una capa negra de sulfuro de hierro sobre la superficie metálica.

8 Procesos de endulzamiento por absorción 1.- Proceso de absorción con solventes químicos 2.-Proceso de absorción con solventes físicos 3.-Proceso de absorción con solventes híbridos o mixtos Endulzamiento del gas natural con aminas Endulzamiento con carbono de potasio en caliente Procesos de endulzamiento por adsorción Procesos de endulzamiento por conversión directa Procesos de endulzamiento por mallas moleculares Procesos de endulzamiento por remoción con membranas Procesos de Endulzamiento del Gas Natural Atrapadores o secuestrantes de sulfuro de hidrógeno

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10 La selección adecuada del proceso de endulzamiento del gas natural es de suma importancia, por tal razón se realiza una evaluación de los procesos existentes, para seleccionar la mejor opción. Los principales factores a considerar son:  Regulaciones de contaminantes en el ambiente  Composición y volumen del gas a tratar.  Especificaciones del gas dulce.  Temperatura y presión del gas ácido y del endulzado.  Volumen del gas a ser procesado.  Corrosión.  Fracción molar de los hidrocarburos en el gas.  Requerimientos de selectividad.  Costos de operación.  Especificaciones de los productos líquidos.

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12 ELIMINACIÓN DE H 2 S / CO 2 ContaminanteAminas (DEA) Solv. físicos (Selexol) Solv. hibridos (Sulfinol) Carb. Potasio (Benfield) Tamices moleculares H2SH2S Muy buenoBuenoMuy buenoPobre-RegMuy bueno CO 2 Muy buenoBuenoMuy buenoBuenoMuy bueno COS Pobre/nadaBueno PosibleCuidado RSH(*) No/limitadoBueno PosibleMuy bueno CS 2 NoBueno Posible--- EMS, DMDS No--- SELECCIÓN DE PROCESOS COS…Sulfuro de carbonilo (*) …Denota mercaptanos CS 2 …Disulfuro de carbono EMS…Etil metil sulfuro DMDS…Dimetil disulfuro

13 Proceso de Absorción. Se refiere al proceso en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. Para el endulzamiento la absorción se lleva a cabo con solventes químicos, físicos o mixtos, el proceso se realiza en una torre absorbedora, en donde el gas hace contacto con la solución pobre, la cual retiene las moléculas acidas del gas. La purificación de la solución se realiza aplicando calor y/o reducción de la presión del sistema. Proceso de Absorción Química ( Proceso de Aminas-Alcanolaminas). El endulzamiento con alcanolaminas puede utilizarse cuando la presión parcial del ácido es baja. A causa del alto contenido de agua en el proceso disminuye la absorción de hidrocarburos pesados, lo que hace que el tratamiento sea de alta aplicabilidad en el tratamiento de gases con alto contenido de hidrocarburos pesados. El solvente permite la remoción selectiva (medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otro) del H 2 S y CO 2, al principio hay mayor afinidad por el CO 2 y se reduce con aminas secundarias (Dietanolamina).

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15 En la figura se observa que el primer equipo de contacto del gas a endulzar es el separador de entrada, es aquí donde se lleva a cabo la separación de impurezas líquida, que todavía se encuentren en la corriente del gas natural, aquí deben de quedar el agua y los hidrocarburos líquidos que se hayan condensados en procesos previos, o simplemente en el proceso de transporte de la corriente de gas. El fluido que sale del separador de entrada ingresa a la torre contactora. Aquí la corriente de gas a endulzar debe de encontrarse en contracorriente con la amina pobre. La amina tiene que ser enfriada antes de ingresar a la torre contactora. Por el fondo de esta torre sale la amina rica, la cual ingresa al tanque de vaporización, donde se le aplica calor, para lo cual se utiliza gas combustible o gas metano, y al provocar calor se regenera el proceso: Hasta que finalmente, sale el gas ácido y la amina se recupera o recicla.

16 ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS) Gas agrio Gas Dulce Amina Rica Gas combustible Gas ácido Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash HX amina rica/pobre Bomba amina Filtros Enfriador de amina Rehervidor Reclaimer (opcional) Bomba reflujo Tambor reflujo Condensador reflujo

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19 Propiedades de las Aminas: Las aminas son compuestos orgánicos derivados del Amoniaco (NH 3 ), y son productos de la sustitución de los hidrógenos que componen el amoniaco por sus grupos alquilo ( − CH 3 ). Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno, existen las aminas primarias, secundarias y terciaria. En la figura se presenta una forma esquemática la estructura del amoniaco y de las aminas primaria, secundaria y terciaria Se observa que en la amina primaría ha sido reemplazo un hidrógeno de amoniaco por un grupo alquilo El grupo alquilo (CH 3 +) se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. La metilamina o aminometano es una de las principales aminas primarias (CH 3 NH 2 )

20 SOLVENTES QUÍMICOS: AMINAS LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACIÓN Y AMPLIA UTILIZACIÓN PARA REMOCIÓN DE H 2 S Y CO 2 DEL GAS CALOR

21  Es un proceso que utiliza etanol aminas para la remoción de gases ácidos (H 2 S y CO 2 ) de hidrocarburos líquidos, como también de gas natural y gas de refinería.  La solución utilizada consiste en una solución acuosa de etanol amina, la cual es un alcalino orgánico que posee la propiedad reversible de reaccionar con H 2 S bajo condiciones de bajas temperaturas y liberarlo a altas temperaturas. La solución de etanol amina llena una torre llamada absorbedora, a través de la cual el gas proveniente de la fuente es burbujeado. El gas purificado abandona la torre por la parte superior, mientras que la solución de etanol amina abandona la torre por la parte inferior con los gases ácidos absorbidos. La solución de etanol amina entra en la torre regeneradora donde el calor elimina los gases ácidos de la solución. Esta solución, restaurada a sus condiciones originales, abandona la torre regeneradora para dirigirse hacia la cabeza la parte superior de torre absorbedora, y los gases ácidos son liberados por la parte superior de la torre regeneradora. T.P. Nº 5

22 MONOETANOLAMINA (MEA) DIETANOLAMINA (DEA) DIISOPROPANOL AMINA (DIPA) DIGLICOLAMINA (DGA) METILDIETANOLAMINA (MDEA) SOLVENTES QUÍMICOS: AMINAS AminaMEADEADGAMDEA Concentración (% wt) 15-2525-3550-7030-50 Carga gas ácido Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,33,8-5,04,7-6,6amplio mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 amplio Corrosividad (degradación) mayor< MEA< DEAmenor Presion parcial gases acidos Baja-AltaMedia-AltaBaja-Alta Absorción HC media altabaja Selectividad H 2 S no> MEAnoalta

23 Torre Absorberdora o Contactora En la figura se observa todo el proceso de cuando el gas entra y se pone en contacto con la amina, la amina entra a las torres contactoras por el tope de las mismas. Por medio de un proceso de absorción la amina remueve los componentes ácidos del gas (H 2 S y CO 2 ), hasta lograr una especificación de producto de 4 ppm,V de H 2 S en el Gas Dulce, el cual sale por el tope de las torres contactoras y se envía hacia las Recuperadoras de Amina, en donde se recupera la amina que pudo ser arrastrada por la corriente de gas dulce. Finalmente el Gas Dulce abandona las recuperadoras de amina por el tope de las mismas y es enviado hacia los gasoductos de transmisión.

24 Torres Contactoras y Recuperadores de Aminas La figura muestra las torres contactoras, donde ocurre el choque en contracorriente de la amina pobre y la corriente de gas, y allí ocurre una reacción química entre la amina y el gas. También se observa en la figura la parte donde se lleva a cabo la recuperación de la amina rica, que es la amina que sale unida a los gases ácidos, y se recupera aplicando calor al proceso, de tal forma que se pueda recuperar la amina, y hacerla nuevamente circular, de tal forma que se mantenga el proceso de endulzamiento del gas natural.

25 El separador trifásico (tanque de venteo), tiene como función separar el gas y el condensado coabsorbido. Debe ser capaz de reducir la erosión en el proceso. También debe de reducir la carga de vapor al regenerador. Tiene como función proteger la planta de Azufre de arrastre de condensados. Debe de proteger el contactor de la formación de espumas, de acumulación de hidrocarburos condensados.

26 Intercambiador de Calor y Torre de Regeneración de Amina Una Torre Regeneradora Vertical de Amina. Esta torre por lo general tiene un diámetro de 90 pulgadas y una altura de 69 pies. La torre es de platos perforados, en la cual se regenera la amina rica,. El propósito de este equipo es remover el gas ácido contenido en la solución rica, tal como este equipo esta diseñado generalmente por 22 platos de burbujeo, luego a medida que la solución desciende, entra en contacto con los vapores de rehervidor que suben hacia el tope, y se elimina los gases como vapor a unas determinadas condiciones operacionales, que tienen que ser controladas, para no causar otros problemas similares.

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28 FORMACIÓN DE ESPUMA Un repentino incremento en la presión a través del absorbedor indica formación de espuma. Cuando eso ocurre existe un contacto pobre entre el gas y la solución endulzadora utilizada. Las razones principales de este efecto son:  Sólidos en suspensión  Ácidos orgánicos  Inhibidores de corrosión provenientes de tratamientos anteriores  Hidrocarburos condensados  Grasas jabonosas de las válvulas  Impurezas en el agua de reposición  Productos de degradación. Como recomendación principal que suele hacerse cuando aparecen problemas de espumaje es la siguiente:  No utilice antiespumantes y, cuando lo haga, trate de que sea únicamente mientras localiza la razón del problema.

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30 LECHOS SÓLIDOS: ÓXIDOS DE FE Gas agrio Gas dulce Lecho base hierro H2SH2S Lecho Fe o Tamiz Sulfuro de hierro Económico para menos de 500 Kg/d de remoción ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H 2 S EN LECHO DE FeO 3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE ACORTA 60% EN REGENERACIÓN). DESECHO CON PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION SULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO CON FeO 3 PATENTADO. SELECTIVO A H 2 S. NO AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA. OXIDO DE ZINC : LECHO SOLIDO DE OXIDO DE ZINC

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35 TAMICES MOLECULARES: SIMILAR A DESHIDRATACIÓN. UN LECHO OPERANDO Y UNO EN REGENERACIÓN. GAS DE REGENERACIÓN A INCINERADOR O PLANTA DE AZUFRE PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO 2 SIMULTÁNEAMENTE LECHOS SÓLIDOS: TAMICES Gas de regeneración a antorcha Gas dulce Gas agrio Lecho # 1 Lecho # 2 Calentador

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38 SOLVENTES FÍSICOS Gas agrio Gas Dulce CO 2 H2SH2S Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash Enfriador CO 2 Tanque flash Gas Despojamiento Despojador H 2 S Solvente pobre Solvente semi pobre Calentador

39 PROCESOS CON SOLVENTES FÍSICOS SELEXOL El proceso Selexol se usa para la purificación del gas por remoción de H ₂ S, CO ₂, COS, Mercaptanos, entre otros, de las corrientes de gas por absorción física en solvente dimetiléter de polietilénglicol (DMPEG), tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre y conserva la capacidad de absorber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas. El Selexol es un proceso físico que se utiliza para eliminar gases ácidos a partir de corrientes de gas natural o sintético. El proceso puede ser regenerado térmicamente, ya sea por inflamación, o por extracción de gas. Una planta Selexol consiste en un absorbedor junto con medios para desorber por expansión y despojamiento para mejorar la selectividad natural hacia compuestos sulfurosos algunas veces se incluye el reciclaje. Las temperaturas pueden ser controladas muchas veces sin calentamiento o enfriamiento externo, usando turbinas hidráulicas e intercambiadores de calor. No se necesita recuperador de solventes, ya que no existe degradación. Esto junto con una presión de vapor baja significa pérdidas bajas de solventes. T.P. Nº 6

40 RECUPERACIÓN DE AZUFRE Endulzamiento de gas (H 2 S) Gas natural agrio Gas de refinería agrio Recuperación de Azufre SRU Gas ácido a venteo o incineración Regulaciones ambientales De cola a venteo o incineración Regulaciones ambientales Tratamiento gas de cola LA MAYOR PARTE DE LA PRODUCCIÓN DE AZUFRE ES OBLIGADA Y NO POR NEGOCIO FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery

41 REMOCIÓN DE MERCURIO PEQUEÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS EN LAS CAJAS FRÍAS DE LOS PROCESOS CRIOGÉNICOS LA CONCENTRACIÓN PERMISIBLE POR CORROSIÓN ES 0,01 μ g/m 3 PARA EVITAR CORROSION LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES 50 μ g/m 3 (5000 VECES MAYOR) OTROS CONTAMINANTES

42 REMOCION DE MERCURIO Gas con Hg Gas sin Hg PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S) ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADA ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas) CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y AGUA 345 MM scfd → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO CARGA PATENTES: (IFP) DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA

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44 Q = GPM (GALONES POR MINUTO) Q= Caudal de gas disponible al contactor y = Porcentaje de ácidos presentes x = porcentaje de solución de amina

45 Q = GPM (GALONES POR MINUTO) Q= Caudal de gas disponible al contactor y = Porcentaje de ácidos presentes x = porcentaje de solución de amina

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53 0.6% de H 2 S 2.8 % de CO 2 20% solución de DEA

54 P en (psia)

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60 Donde: T = es la temperatura (ºR), Z = es el factor de compresibilidad, P = es la presion (psia), Cd = es el coeficiente de escurrimiento o descarga ρ g y ρ l = densidad del gas y liquido en lb/ft3, respectivamente. Por lo general se utiliza 20 platos con un espaciamiento de 24 in. DISEÑO DEL ABSORVEDOR (según Arnod and Stewart) El diámetro de del absorbedor puede calcularse también mediante la siguiente ecuación:

61 EJEMPLO 2 Un gas natural tiene un flujo de 100 MMSCFD a 1000 psia and 100 ºF. Si contiene 2 mol% CO 2 y 1.9 mol% H 2 S, considerando que el mismo esta siendo tratado con proceso de amina utilizando DEA. Calcule el flujo de DEA requerido y el diametro de la torre y su peso. Cd = 0.7; Z = 0.85 Z

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