Procesos de Tratamiento Del Gas Natural

República Bolivariana De Venezuela Ministerio Del poder popular para la Defensa Universidad Politécnica De las Fuerzas Armadas UNEFA-DELTA AMACURO

PROSESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

PROFESOR:

BACHILLER:

Ing. Tahides Marcano

Sifontes Jenifer

C.I: 20702262

Montaner Eulimer

C.I: 19403262

7º semestre

Moya Gabriel

C.I: 18385833

Sección “A”

Acosta Eulises

C.I: 17708669

Aguinagalde Hermis

C.I: 20263954

Cedeño Elison

C.I: 19102998

Junio del 2011. INDICE

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Pág. Introducción ----------------------------------------------------------------------------

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Proceso de deshidratación -------------------------------------------------------

4,5

1) Deshidratación por absorción ------------------------------------------ deshidratación con metanol --------------------------------------------- deshidratación con glicol ------------------------------------------------

5 6 6-8

2) -

Deshidratación por adsorción -----------------------------------------Deshidratación química --------------------------------------------------Deshidratación física ------------------------------------------------------Materiales Utilizados en la Adsorción --------------------------------

Proceso de endulzamiento --------------------------------------------------------

9 9 9 9,10 10,11

1) Endulzamiento por absorción ------------------------------------------------

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- Endulzamiento con Solventes Químicos -----------------------------------

11

Endulzamiento con Carbonato de Potasio --------------------------------- 11,12 Endulzamiento y Recuperación de Azufre --------------------------------12 Endulzamiento con Aminas ------------------------------------------------------ 12- 16 - Endulzamiento con Solventes Físicos -------------------------------------- Endulzamiento con Solventes Híbridos o Mixtos -----------------------

16 16

2) Endulzamiento por absorción ------------------------------------------------

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Conclusión -----------------------------------------------------------------------------Bibliografía -----------------------------------------------------------------------------

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INTRODUCCION

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El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como industrial Dentro de estas plantas de tratamiento los métodos mas utilizados para adecuar el gas es el proceso de deshidratación utilizado para extraer el agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre y el proceso de endulzamiento que consta en desaparecer las moléculas de gases ácidos presente en el gas natural, ya que estos componentes provocan corrosión dentro de cualquier instalación.

PROCESOS DE TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

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El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de deshidratación y endulzamiento para hacer que el gas procedente de los pozos se adecue para el consumo, tanto doméstico como industrial. En estas plantas se lleva a cabo: 1) Procesos de Deshidratación del Gas Natural. Los hidratos son compuestos cristalinos blanquecinos que flotan en el agua pero se hunden en los hidrocarburos líquidos, parecidos a la nieve que se forman por la reacción entre los hidrocarburos livianos o gases ácidos y el agua líquida. La composición de los hidratos, por lo general es 10% de hidrocarburos y 90% de agua y su gravedad específica esta por el orden de 0,98. Entonce una vez conocido el concepto de hidratos la deshidratación del gas natural puede ser definida como la extracción del agua que esta asociada, con el gas natural en forma de vapor y en forma libre. El contenido de agua o vapor de agua en el gas, así como el contenido de hidrocarburos condensables ante un aumento de presión o disminución de temperatura, resultan inconvenientes para la conducción del gas por tuberías ya que provocaría obstrucciones de importancia. Es por ello que el gas natural debe ser sometido a un proceso de deshidratación y de extracción de gasolina. Las razones del porque se debe aplicar el proceso de deshidratación son: a Evitar la formación de hidratos En vista que estos componentes pueden detener y/o entorpecer el flujo de gas por tuberías. La formación de hidratos ocurre siempre, que el gas natural contenga agua, y esta a su vez se condense dentro de la tubería y otros recipientes, que sirvan de transporte del gas ya que estos llegan a causar problemas de operaciones. Para evitar estos problemas se puede utilizar metanol o monoetilenglicol, ya que con ello se baja el punto de rocío y se impide la formación de hidratos. La formación de hidratos se fundamenta en lo siguiente: Condiciones primarias 1.- El gas debe encontrarse a una temperatura igual o inferior al punto de rocío del agua en el gas o en presencia de agua libre. 2.- Presencia de hidrocarburos livianos y/o gases ácidos 3.- El proceso se encuentra a bajas temperaturas a las presiones de operación

Condiciones secundarias 1.- Altas velocidades de los fluidos 2.- Presiones pulsantes o inestables 3.- Fluidos sometidos a cualquier tipo de agitación 4.- Introducción del gas pequeño cristal de hidratos

en

un

4.- Altas presiones a la temperatura de operación.

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b.-Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución Al gas que se transporta se le extrae el agua que contiene, hasta los niveles necesarios para que cumplan con la norma establecida, y que respondan al destino que ha sido establecido para el gas. Por ejemplo, para poder transportar el gas, por un sistema de redes y tuberías de gas, debe tener un máximo de 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas. c.- Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. Cuando el gas es utilizado en los procesos criogénicos la norma válida para transportar gas por una tubería que es 5- 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas no es aplicable. En vista que los procesos criogénicos deben de trabajar a una temperatura menor a la crítica, luego el agua en esas condiciones se congelara, y será un impedimento, para la eficiencia del proceso. Luego en estos casos la cantidad de agua permisible en el gas debe de ser mucho menos. d.- Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Cuando el gas natural contiene agua, que se condensa dentro de las tuberías se forman hidratos, que son causantes de taponamiento de los gasoductos e impiden que el gas pueda circular, por la tubería. Lo normal es que antes de ser transportado se analicen las condiciones de formación de hidratos y se apliquen los correctivos a tiempo, para evitar la formación de hidratos. Además, si el gas transportado entra a una caldera y contiene baches de agua, de seguro habrá una explosión, ya que el agua a evaporarse aumenta 1700 veces su volumen. La magnitud de la explosión dependerá de la cantidad de agua que llegue a la caldera y de la temperatura a la que se encuentren.  Deshidratación por Absorción. Este es uno de los procesos de mayor utilidad, generalmente en este proceso se utiliza los glicoles y el metano. El proceso consiste en remover el vapor de agua de la corriente de gas natural, por medio de un contacto líquido. El líquido que sirve como superficie absorbente debe cumplir con una serie de condiciones, como por ejemplo: 1.- Alta afinidad con el agua y debe ser de bajo costo, 2.-Poseer estabilidad hacia los componentes del gas y bajo perfil corrosivo, 3.-Estabilidad para regeneración 4.- Viscosidad baja 5.- Baja presión de vapor a la temperatura de contacto, 6.- Baja solubilidad con las fracciones líquidas del gas natural 7.- Baja tendencia a la formación de emulsiones y producción de espumas.  Deshidratación del Gas Natural con metanol.

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Generalmente el metanol como agente deshidratantes es de alto costo, por lo que su uso tiene unas ciertas limitaciones como: - Es usado en instalaciones temporales - Las condiciones operacionales a las cuales puede ocurrir la formación de hidratos son de alta inestabilidad. - La temperatura de operación es tan baja que las viscosidades de otras sustancias puedan ser muy altas.  Deshidratación del Gas Natural con Glicoles Estos componentes se encuentran en una gran cantidad, son de bajo costo y tienen una viscosidad por debajo de 100 - 150 CPS, lo que hace que los fluidos fluyan con dificultad. Los que más utilizados en el proceso de deshidratación del gas natural son: 1.- Etilénglicol (EG): cuya fórmula química es H0C2H40H, su peso molecular es 62,10 (lb/lbmol), su punto de congelamiento es de 8 ºF 2.-Dietilénglicol (DEG): Fórmula química es 0H (C2H40)2H, su peso molecular es de 106,1 (lb/lbmol), mientras que el punto de congelación es 17º F 3.- Trietilénglicol (TEG):Fórmula química es 0H(C 2H40)3H. El peso molecular alcanza un valor de 150,2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 19 ºF 4.- Tetraetilénglico (TTEG) Fórmula Química es 0H(C2H40)4H, molecular es 194, 2 (lb/lbmol), y su punto de congelación es 22 ºF.

su peso

Los glicoles son usados corrientemente en torres de absorción, ya que permiten obtener temperaturas inferiores al punto de rocío, las pérdidas de vapor son menores que las obtenidas con otros compuestos. Pero el TEG no debe utilizarse a temperaturas inferiores a 50 F, ya que se incrementa mucho la viscosidad. El EG y DEG se utilizan con frecuencia inyectados en la corriente de gas, tanto en los procesos de refrigeración y expansión. Ninguno de los dos debe usarse a una temperatura menos a 20 F Factores de Deterioro del Glicol son: a.- La acidez en el proceso de absorción con glicol se produce por la presencia de los gases ácidos, también por la descomposición del glicol en presencia de oxígeno y excesivo calor en el horno. Sí el pH esta por debajo de 5,5 el glicol sé auto oxida, con la formación de peróxidos, aldehídos y ácidos orgánicos. Luego para evitar la formación de estos productos se recomienda mantener el pH entre un valor de 6 y 8,5, pero el valor óptimo es 7,3. Las sustancias, que más se emplean para subir el valor del pH son las alcanolaminas.

b.- Contaminación con Sales, Hidrocarburos y Parafinas. En algunos casos el gas natural, que será sometido al proceso de deshidratación puede arrastrar

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sales de los pozos, luego al entrar el gas al deshidratador las sales se depositan en las paredes de los tubos del horno y puede provocar el rompimiento del tubo produciendo graves problemas operacionales. Ahora si el gas es del tipo parafínico, puede dejar depósitos de cera en los puntos fríos del sistema, esto también produce problemas operaciones al proceso de deshidratación. c.- Formación de Espumas. Este factor es de alta incidencia en la eficiencia del proceso de deshidratación. La formación de espuma, puede ser de tipo mecánica o químico. Se considera que es mecánica, cuando la caída de presión a través del absorbedor aumenta en 20 libras y el glicol removido del sistema no forma espuma si no que produce turbulencia a altas velocidades del gas El otro tipo de espuma es de tipo químico esta se puede detectar batiendo el glicol en una botella, si se produce altas pérdidas de glicol, entonces la espuma es del tipo químico. Esta espuma es contaminante, para algunos compuestos, como hidrocarburos. En general la espuma, tanto mecánica, como química produce deshidratación pobre y pérdidas de glicol muy altas. Para evitar la formación de espumas se puede utilizar antiespumante, pero esto debe ser temporal hasta que se encuentre la verdadera causa de la formación de espumas. d.- Absorción de Hidrocarburos. Si el punto de rocío de los hidrocarburos es alto, el glicol tiende a absorberlos., esto todavía es mayor cuando hay presencia de aromáticos. e.- Punto de congelamiento de la solución agua – glicol. Esto permite conocer la formación de los primeros cristales de hielo en la solución de glicolagua. Principales Equipos de una Planta de Deshidratación a.-Torre de Absorción. Una torre de absorción puede estar constituida por platos con copa (se usa cuando el flujo de líquido es bajo y el gas alto) o pueda estar empacada. El número de platos, con lo cual debe de estar conformado una torre de absorción se determina a través de equilibrios dinámicos. b.- Rehervidor. La fuente de energía de un equipo rehervidor puede ser de fuente directa o indirecta. c.- Filtros En el caso del glicol, los filtros de mayor uso son filtros tipo tamiz d.- Bombas. Las bombas de desplazamiento positivo son las que más se usan e.- Acumulador de Glicol. Este acumulador debe de estar provisto de un nivel de líquido y de un aparato para determinar la temperatura del glicol pobre. La figura se puede ve representado en esquema del proceso de deshidratación de gas natural. La deshidratación se realiza a través del Proceso de Absorción

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con Trietilenglicol, Este compuesto tiene una concentración mayor al 99% P/P. Lo que indica que su contenido de agua es menor al 1% de agua. La concentración del componente deshidratador es de mucha importancia, para la eficiencia del proceso. El gas húmedo, que ha sido previamente pasado por un depurador, entra por en fondo de la torre de absorción. Luego el gas viaja hacia el tope de al torre en contracorriente al glicol que viaja del tope al fondo de la torre. El gas entra en contacto con el glicol en cada bandeja con copas, con lo cual hace posible que el glicol absorba el vapor de agua contenido en la corriente de gas. El gas seco, sale por el tope de la torre y pasa a través de un separador gas/glicol, en donde se separan las gotas de glicol que pueda contener el gas. El glicol húmedo abandona la torre por el fondo. Es de hacer notar que el glicol húmedo no solo absorbe el vapor de agua de la corriente de gas, sino que también absorbe las fracciones de hidrocarburos. Posteriormente, el glicol pasa a través de un tanque de vaporización a baja presión. Aquí la mayoría de los hidrocarburos se evaporan y se envían al quemador del rehervidos Figura 10 Esquema de la Planta Deshidratadora

Eficiencia de los proceso de deshidratación con glicol Esta va a depende principalmente de las siguientes variables: a.- La Concentración del Glicol La cantidad de glicol en la torre de absorción es una de las variables que mayor influencia ejerce en el proceso de deshidratación. La importancia de este parámetro, es que el punto de rocío del agua en el glicol puede ser controlado mediante los ajustes de concentración del glicol. La concentración del glicol depende de la eficiencia de liberación del agua en el regenerador. b.- La Tasa de Flujo del Glicol. Las plantas de glicol por lo general utilizan una tasa de circulación de 2 a 4 galones de TEG / lb de agua extraída. c.- El Número de Platos. Este parámetro y la concentración del glicol son variables que dependen entre si. Si se fija el número de platos y la tasa de circulación, entonces la eficiencia del proceso de deshidratación solo dependerá de la concentración del glicol.  Deshidratación del Gas Natural por Adsorción

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Este proceso describe cualquier proceso, donde las moléculas de un fluido líquido o gaseoso puede ser retenidos en la superficie de una superficie sólida o líquida, debido fundamentalmente a las fuerzas superficiales de la superficie. Los cuerpos sólidos se mantienen juntos, debido a fuerzas cohesivas que generalmente no están balanceadas en su superficie. Por esta razón, las moléculas superficiales pueden atraer moléculas de otros cuerpos. Lo que significa que un cuerpo sólido, puede atraer otras moléculas de una corriente de fluido de una manera similar a las fuerzas de atracción magnéticas. Con, lo que puede causar la adhesión de moléculas del fluido a moléculas de la superficie sólida. Lo que en este caso concreto ocurre, ya que las moléculas del agua son atraídas, por las moléculas de la superficie sólida. Para que el proceso de adsorción sea de alta eficiencia se requiere que el área de adsorción sea extremadamente grande. Luego para conseguir esta superficie se le comprime y se le coloca en envase pequeño, de tal forma que se expanda cuando tome contacto con la sustancia, que será adsorbida El proceso de adsorción puede ser físico o químico a.- Adsorción Química En este caso los principales adsorbentes se caracterizan por reacciones químicas entre el fluido a tratar y el material adsorbente. Esta adsorción tiene muy poca aplicabilidad en la deshidratación del gas natural b.- Adsorción Física Si es Físico requiere del uso de un material adsorbente, y que debe de tener las siguientes características. Una gran área para el tratamiento de altos caudales; una actividad alta para los componentes a ser removidos, una alta tasa de transferencia de masa, una regeneración económica y de baja complejidad. La adsorción física requiere del uso de un material adsorbente, que debe de tener las siguientes características: Una gran área de superficie, una actividad con los elementos que serán removidos del fluido, una tasa de transferencia de masa relativamente grande, una regeneración de fácil manejo, una resistencia mecánica alta, debe de ser económico y no corrosivo, ni tóxico, y además poseer una alta densidad de masa, tampoco debe de presentar cambios apreciables, en relación con el volumen durante el proceso de adsorción, mantener al resistencia mecánica. Materiales Utilizados en la Adsorción de Agua en el Gas Natural Existen una gran cantidad de materiales que satisfacen algunas de los requerimientos, entre los más utilizados son los tamices moleculares, alúmina activada, silica gel y carbón activado. a.- Tamices Moleculares. Estos son compuestos cristalinos, que por lo general son silicatos. Los cuales, son desecantes altamente especializados y manufacturados para un tamaño de poros definidos, con lo cual permite que el desecante sea utilizado para la adsorción selectiva de un componente dado. Por lo general el tamaño de poros de los tamices moleculares anda por el orden de los 3-10 angstroms. b.- Alúmina Activada. Este material esta compuesto fundamentalmente por Oxido de Aluminio ( Al 2 0 3 ) . El compuesto puede ser utilizado para deshidratar 9

corrientes de gas y líquidos, y lo mismo adsorbe hidrocarburos pesados que puedan estar presentes en la corriente de gas, pero estos hidrocarburos son difíciles de remover. El desecante es alcalino y puede reaccionar con ácidos. Con este material se pueden condiciones muy favorables en los puntos de rocío de hasta menos cien grados (-100F). Este material tiene una gran utilidad, por ser altamente económico y de alta densidad másica c.- Silica Gel. Este es uno de los desecantes sólidos de gran utilidad, esta conformado principalmente por Oxido de Silicio ( Si 0 2 ) y se pueden obtener puntos de rocío de hasta (-100F). El compuesto también puede adsorber hidrocarburos pesados, siendo más fáciles para remover en el proceso de regeneración, lo que hace que el silica gel se recomiende para controlar los hidrocarburos con el punto de rocío del agua en ciertas aplicaciones. El tamaño promedio de los poros de la silica gel es de 20 A. El desecante es un material ácido y puede reaccionar con componentes básicos. d.- Carbón Activado El carbón activa es un producto tratado y activado químicamente para que tenga la capacidad de adsorción. Se utiliza, por lo general para adsorber hidrocarburos pesados y/o solventes aplicados en la corriente de gas natural, tiene poca aplicabilidad en el proceso de deshidratación del gas natural

2) Proceso de Endulzamiento del Gas Natural El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser “desacidificación”. Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores. En términos generales, se puede decir que la eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar ya que se tener conocimiento acerca del contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia.

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Procesos de Endulzamiento del Gas Natural Este proceso se puede realizar a través de a.- Procesos de Absorción b.- Procesos de Adsorción c.- Procesos de Conversión Directa d.- Remoción con Membranas.  Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos. En este se pueden encontrar: a) Proceso de Absorción con Solventes Químicos En este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción. El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C0 2. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometría 1) Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfases líquido- vapor y de la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica.

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En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar los gases ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable, cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de alimentación. 2) Proceso de Endulzamiento y Recuperación de Azufre (S) La eliminación del Ácido Sulfhídrico o Sulfuro de Hidrógeno ( H 2 S ) que acompaña al gas natural, y que se separa en la destilación atmosférica, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería. La separación del ( H 2 S ) de los gases sustentado en la absorción en soluciones acuosas de aminas; la solución rica en ( H 2 S ) se regenera por agotamiento con vapor para recircularse a la absorción, y el ( H 2 S ) separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de ( H 2 S ) y (S02) que enseguida se hacen reaccionar en una reacción catalítica para generar azufre elemental (S) Endulzamiento de Gas Natural con Aminas El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número de grupos alquilo CH 3− , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de Amoniaco ( NH 3 ) .

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Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural a. La Monoetanolamina (MEA). Este compuesta es una amina primaria, es un líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya formula química es ( HOCH 2 CH 2 NH 2 ) La (MEA) es la más reactiva de las Etanolaminas, y además es la base más fuerte de todas las aminas. La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de gas ácido. Tiene un peso molecular de 61,08 Unidades de Masa Atómica (UMA). Ahora si esta trabajando en el Sistema Británico de Unidades, las unidades serán (lb/lbmol). Este peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad de transporte para los gases ácidos Esto significa menor tasa de circulación de la MEA para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de alimentación. La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas tales, como C0S; CS2 y 02. Con todos estos compuestos se forman productos de degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además de instalar un sistema de recuperación. 12

Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relación C02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma son los principales problemas operacionales de la MEA. Otro problema que se presenta es que la concentración Porcentual en relación peso/ peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere de grandes cantidades de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el proceso. La presión de vapor de la MEA es mayor que otras aminas en iguales temperaturas. Esto puede incrementar las pérdidas por vaporización. Para mantener el proceso de corrosión bajo, se requiere que la concentración de la solución y la carga del gas ácido en la solución deben mantenerse suficientemente bajas que eviten la formación de bicarbonatos (HC03-) y carbonatos (C03-2), compuestos altamente corrosivos, que se forman por la disociación del Ácido Carbónico ( H 2 C 0 3 ) . El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el ( Fe +2 ) ,, para formar Carbonato Ferroso ( FeC 0 3 ) ,considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas, con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les considera gases ácidos. Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido Carbónico y su posterior disociación. b) La Dietanolamina (DEA). Este compuesto a temperaturas mayores al ambiente es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es un amina secundaría cuya fórmula química es HN ( CH 2 CH 2 0H ) 2 , con un peso molecular de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA). La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA. La DEA es más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos. Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y CS 2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente. La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10%, o más de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o más lpcm. Los procesos con DEA han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y 35 en la relación peso sobre peso %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar el proceso de corrosión, cosa que ocurre a menudo con solución, que se utilizan en los diferentes tratamientos c) La Metildietanolamina (MDEA). La fórmula química de este compuesto es ( CH 3 ) N ( CH 2 CH 2 0H ) 2 La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C02), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la

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(MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presiones suficientemente altas (8001000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN d) La Trietanolamina (TEA). Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo, higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta. La fórmula química de la TEA es N (CH 2 CH 2 0 H ) 3

Componentes Utilizados en el Endulzamiento del Gas Natural con Aminas a.- Un separador de entrada, la principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento. b.- El absorbedor o contactor. Este aparato esta formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado, el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de la eficiencia del proceso de endulzamiento c.- Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución. d.- Intercambiador de Calor Amina- Amina. El principal objetivo de este aparato es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones. e.- Regenerador. Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidos, que

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sirve para suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica. f.- Tanque de Abastecimiento. Este aparato se utiliza para almacenar la solución pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta, que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego se debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de abastecimiento. g- Bomba de la Solución Pobre. Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al absorbedor. h.- Recuperador o Reconcentrador Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel. i.- Regenerador. El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el cuarto plato por debajo del tope. j.- Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas. k.- Enfriador de la Solución Pobre. Este es una especie de intercambiador de calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes ácidos. En el intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución se enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.

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Diagrama de Flujo de una Planta de Endulzamiento de Aminas

b.- Proceso de Absorción con Solventes Físicos Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea Una de las principales desventaja es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C3+) Hay, también solventes físicos, que tienen mayor selectividad hacía la absorción del H2S, en presencia de C02., que los solventes químicos. c.- Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS 2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso.

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 Proceso de Endulzamiento por Adsorción. Este es un proceso de separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción. la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso.

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CONCLUSION Los procesos mencionados anteriormente tienen como finalidad adecuar el gas para el consumo humano e industrial, ya que los hidratos obstruyen las tuberías de distribución y tanto el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) como el Dióxido de Carbono (C02) corroen las tuberías de producción y distribución, además de que la exposición del cuerpo a ambos compuestos es perjudicial para la salud. El proceso de deshidratación se realiza con el propósito de: a) Evitar la formación de hidratos b) Satisfacer los requerimientos, para transportar gas a los centros de consumo y distribución c) Evitar la congelación del agua en los procesos criogénicos. d) Evitar la congelación de agua durante el transporte del gas Consecuencia de la Presencia De Gases Ácidos Proceso de Endulzamiento del Gas Natural tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02) para reducir la corrosión en las instalaciones de manejo, procesamiento y transporte de gas. Por otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones de seguridad para la salud y el medio ambiente.

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BIBLIOGRAFIA

Dr. Fernando Pino Morales Escuela de Ingeniería de Petróleo Universidad de Oriente Núcleo de Monagas

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