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I.-INTRODUCCION.

En el mercado energético mundial, el valor del gas natural es determinado por su potencial energético, sinónimo de calidad para este recurso. La presencia de gases ácidos como el sulfuro de hidrogeno (H2S) y el dióxido de carbono (CO2) en corrientes de gas natural disminuyen su potencial energético, a la vez que intervienen de forma negativa en la adecuada distribución y transporte de los fluidos de producción. La problemática ocasionada por estos factores a motivado a las industrias encargadas de la producción de hidrocarburos a invertir recursos en la investigación y desarrollo de productos destinados para llevar acabo procesos para el acondicionamiento del gas natural, asi como a desarrollar estrategias de explotación cada ves mas rentables que minimicen los problemas de producción asociados a las diversas actividades de la cadena de valor del negocio.

El gas de producción presente en yacimientos, esta constituido principalmente por gases e hidrocarburos, y necesita ser acondicionado con el objeto de otorgarle especificaciones comerciales y eliminar contaminantes presentes que ocasionan problemas de operación y daños a las instalaciones, además de estar sujetos a estrictas normativas ambientales. En la industria se requiere transportar los fluidos de producción de un lugar a otro, de una manera económica, confiable y eficiente. Por lo tanto, es indispensable predecir, prevenir y corregir los problemas de obstrucción y deterioro de las tuberías, que se originan como consecuencia de los cambios físicos y químicos que ocurren en el sistema; a esto se le conoce como aseguramiento de flujo, el cual involucra el tratamiento de los fenómenos de corrosión de los metales, incrustaciones hidratos, entre otros.

El H2S y el CO2 son los principales contaminantes del gas natural, ya que al disolverse en el agua libre producto de la condensación del vapor de agua presente en el mismo, poseen propiedades corrosivas, que comprometen la integridad de las líneas de transporte y distribución del gas, lo cual conlleva a constantes reemplazos y elevados gastos para la industria petrolera. Asimismo, el contenido de H2S en el gas natural presenta estrictas especificaciones concernientes a normativas ambientales, por lo que la remoción de dichos gases, el tratamiento y acondicionamiento del gas natural resulta de gran importancia.

En el mercado existe diversos métodos de remoción de gases ácidos del gas natural, que van desde los lechos solidos, los sistemas de aminas regenerables, generalmente utilizados cuando se procesan altos volúmenes y contenidos de H2S; hasta los secuestrantes líquidos, utilizados en el gas tratado, para alcanzar niveles muy bajos de H2S en la corriente de gas.

II.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

El gas natural, es una mezcla de gases que esta constituido principalmente por hidrocarburos, y en menor proporción por nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno (H2S), mercaptanos (R-SH) y agua (H2O), entre otros. Su principal función es servir como combustible domestico e industrial y como materia prima en la industria petroquímica.

El H2S es un gas en condiciones ambientales con propiedades altamente corrosivas y toxicas, es incoloro, de olor repulsivo a bajas concentraciones, soluble en agua y posee una densidad mayor a la del aire, por lo cual tiende a acumularse a nivel del suelo. Este compuesto proviene

principalmente de los fondos de los yacimientos petrolíferos y se encuentra formando parte del gas natural.

Por su parte el CO2 también es un gas a condiciones ambientales, incoloro, inoloro, no inflamable, es soluble en agua y mas pesado que el aire por lo que también tiende a acumularse en espacios confinados y a nivel del suelo. No es toxico a bajas concentraciones.

La problemática ocasionada por el H2S y el CO2 ha motivado a las industrias encargadas de la producción de hidrocarburos a invertir recursos en la investigación y desarrollo de productos destinados para llevar acabo procesos para el acondicionamiento del gas natural.

Uno de los procesos empleados para el endulzamiento del gas natural en la industria consiste en el uso de aminas.

OBJETIVOS:

Objetivo General:

Describir los procesos más importantes en el endulzamiento del gas natural.

Objetivos específicos:

analizar los procesos de endulzamiento del gas natural, así como las etapas de absorción (contactor) y regeneración que constituye dicho proceso.

Evaluar los procesos mas convencionales en el endulzamiento del gas natural.

III.- GENERALIDADES.

1.- Definicion del Gas Natural.

El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. Como se trata de un gas, puede ser asociado y no asociado.

El gas natural arrastra desde los yacimientos, componentes indeseables como: el acido sulfhídrico (H2S), dióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes acidos que contiene.

IV.- PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL.

El proceso de endulzamiento consiste en la remoción o eliminación de los gases ácidos de la corriente de gas amargo, con el objetivo de dejar el gas dentro de las normas, para su transporte, comercialización y distribución. La corriente de gas natural libre de gases ácidos obtenida en el proceso de endulzamiento se denomina comúnmente “gas dulce”.

El procesamiento consiste principalmente en :

Eliminación de los compuestos ácidos, (H2S) y (CO2), mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción, utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce”.

Recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación de un liquido separable por destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la formación de solidos.

Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento.

Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina.

Condiciones del gas a tratar.

Concentración de impurezas. Temperatura y presión disponible. Volumen de gas a procesar. Composición de hidrocarburos. Selectividad de los gases ácidos por remover. Especificaciones del gas acido residual.

Los procesos de endulzamiento se clasifican de acuerdo al tipo de reacción que presente:

1.- Proceso con solventes químicos (proceso de aminas).

En estos procesos, el gas que se va a tratar se pone en contacto en contracorriente con una solución de un componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar compuestos inestables, solubles en el solvente. El componente activo de la solución puede ser una alcanolamina o una solución básica, con o sin aditivos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactor en el cual la solución ingresa por la parte superior y el gas por la parte inferior.

Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles; por lo tanto, la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoría y en segundo lugar los procesos con carbonato.

En este proceso, la torre contactora debe trabajar en condiciones de baja temperatura y alta presión de manera que se favorezca la reacción entre el gas y el solvente químico. Por otro lado, en la regeneración se debe trabajar en condiciones contrarias a las mencionadas, o sea a altas temperaturas y baja presión, de manera de favorecer la liberación de los gases acidos.

Las principales desventajas son:

La demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas acido en la solución, debido a la estequiometria de las reacciones.

Los principales procesos con solventes químicos son: MDEA y MDEA activada.

2.- Procesos con solventes físicos (solventes físicos).

En estos procesos, el solvente físico utilizado absorbe el contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas y son regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. Se caracteriza por

su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos.

Principalmente los procesos de absorción física, son utilizados cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes; obviamente que mientras mas alta sea la presión y la cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados, el uso de un solvente físico puede implicar una perdida grande los componentes mas pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y su separación no es económicamente viable. Los principales procesos comerciales que utilizan solvente físico son: selexol, solvente fluor y rectisol.

3.- Procesos con solventes híbridos o mixtos (soluciones mixtas).

En este tipo de procesos se trabaja con la combinación de solventes físicos y químicos, lógicamente, el mismo presenta las características de ambos.

La regeneración se logra por la separación en múltiples etapas y fraccionamiento. Se puede remover CO2, H2S, COS,CS2 y mercaptanos dependiendo de la composición del solvente. La selectividad hacia el H2S e logra ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto. Los principales procesos comerciales que utilizan solvente híbridos son: Sulfinol-D, Sulfinol-M y Optisol.

4.- Procesos de conversión directa.

Estos procesos se caracterizan por la selectividad a la remoción del H2S. El sulfuro de hidrogeno es removido de la corriente de gas, por un solvente que circula dentro del sistema, el cual puede ser reducido fácilmente por el H2S y rápidamente oxidado por el aire, produciendo azufre elemental . los procesos comerciales más conocidos son: Stretford, Takahax y Ferrox.

5.- Procesos de lecho solido o seco.

Mallas moleculares; son lechos fijos que operan con ciclos de trabajo y también se pueden utilizar para deshidratar el gas natural. Se usan para absorber físicamente los componentes ácidos (H2S y CO2) y luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas o descensos de presión.

6.- Nuevos procesos (Membranas).

La separación se logra aprovechando la ventaja en las diferencias de afinidad/difusividad que poseen las membranas. El agua, el CO2 y el H2S son moderadamente altos difusores, lo que indica que pueden difundir más fácilmente que los hidrocarburos, utilizando la misma fuerza impulsora. Por otro lado los gases lentos, son aquellos que permanecen en la parte anterior de la membrana sin difundir.

Estas características hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas. El efecto de separación no es absoluto, por lo que habrá pérdidas en hidrocarburos en la corriente de gas acido.

Para seleccionar un proceso se debe tener en cuenta factores, tales como:

Especificación del gas de entrega. Volumen del gas que se desea tratar en la planta de aminas. Corrosión. Costos de inversión-operación-mantenimiento. Temperatura y presión del gas a ser tratado.

PROCESOS DE RECUPERACION CON AMINAS.

Actualmente existen 5 diferentes tipos de procesos:

1.- Proceso con MonoEtanolAmina (MEA).

Es una amina primaria, es un liquido de color claro, transparente. Es utilizado para la depuración del gas natural.

El proceso con el MEA es la base más fuerte de las demás aminas y reacciona rápidamente con los gases ácidos. Se utiliza cuando la concentración de gas acido es pequeña.

El MEA se usa preferiblemente en procesos no selectivos de remoción del CO2 y del H2S, aunque algunas impurezas, tales como: COS, CS2 y el O2, tienden a degradar la solución, por lo que no se recomienda en estos casos. Por medio del MEA se pueden lograr bajas concentraciones de CO2, alrededor de 4-5% molar, pero tiene problemas con la corrosión y con la formación de espumas. Por esta razón se requiere de grandes cantidades de calor de solución en el sistema.

Características:

Es usado cuando existe baja presión en el contactor debido a su bajo peso molecular, tiene una mayor capacidad de arrastre de los gases ácidos.

El MEA tiene una mayor presión de vapor que las otras aminas por lo que resulta ser muy volátil y existe perdida se solución a través de la vaporización en el contactor.

El MEA reduce fácilmente las concentraciones de los gases ácidos en las especificaciones deseadas.

2.- Proceso con DiEtanolAmina (DEA).

El DEA es una amina secundaria y se obtiene haciendo reaccionar a la MEA con el oxido de etileno.

El DEA es utilizado en el tratamiento de gas de refinería, actualmente recomendado en las aplicaciones de tratamiento del gas natural con contenido de CO2.

El proceso con el DEA es mas apropiado cuando la presión total del sistema es mayor a 500 PSI.

Características:

En el caso de que la concentración del gas acido es alta y la presión total también alta, entonces se utiliza cargas elevadas de DEA.

El DEA es menos volátil que el MEA, lo que significa menor perdida del producto por efecto de la vaporización.

3.- Proceso con Aminaglicol.

Este proceso utiliza el DEA o MEA en combinación con glicol y simultáneamente depura y deshidrata el gas.

4.- Proceso con DiGlicolAmina (DGA).

La DGA al igual que la MEA es una amina primaria, tiene una mayor estabilidad que la MEA, también tiene menor presión de vapor que la MEA, también tiene un menor requerimiento energético que la MEA. Este compuesto ha sido utilizado en grandes caudales, debido a las altas concentraciones, una de sus desventajas es su alto grado de degradación, sobre todo en presencia de los compuestos azufrados.

5.-

5.- Proceso con MetilDiEtanolAmina (MDEA).

Es una amina terciaria que reacciona lentamente con el Este proceso ya no es competitivo comercialmente en comparación con los otros procesos.

Propiedades del MEA y DEA.

Estos dos productos son considerados químicamente estables porque ambos pueden ser calentados hasta su punto de burbuja normal, antes de descomponerse.

Por reacción química se remueven el H2S y CO2 de la corriente del gas, entre el material reactivo y el gas acido.

La reacción puede ser reversible para altas temperaturas y/o bajas presiones en el contactor.

PROPIEDADES MEA DEAFormula HOC₂H₄NH₂ (HOC₂H₄)₂NPeso Molecular 61,2 105,1Punto de Burbuja (°F) y 760 atm. 338,6 515,1DensidadesT = 77 °F (g/cc) 1,01 1,0881 (86 °F)T = 140 °F (g/cc) 0,98 1,0693Temperatura Critica °F 341,3 442,1Presión Critica atm. 44,1 32,3

ENDULZAMIENTO CON AMINAS.

El endulzamiento de aminas, se refiere a la tecnología utilizada para extraer los gases ácidos del gas agrio y llevarlo a las especificaciones del requerimiento o del contactor.

Consiste en una reacción a bajas temperaturas y alta presión, que permite la unión de los gases ácidos con las aminas.

La regeneración de las aminas es la reacción contraria o de disociación, para la cual se requiere baja presión y alta temperatura.

En los procesos de desacidificación con aminas, la solución de amina circula circula continuamente en la planta, absorbe el gas acido en el contactor y se regenera en la torre de regeneración. Adicionalmente, la planta requiere de intercambiadores de calor, un separador trifásico horizontal que trabaja como tanque de venteo, las bombas que impulsan la solución y el tanque de almacenamiento.

FIGURA 1. ESQUEMA SIMPLE DE UNA PLANTA DE AMINA.

DESCRIPCION DEL PROCESO.

La reacción de la amina con los gases acidos se realiza as altas presiones y bajas temperaturas. Cada tipo de amina trabaja según especificaciones predeterminadas; por ejemplo: 3,4 moles de MDEA por cada mol de gas acido que se deberá retener. La amina, a su vez, se disuelve en agua en un porcentaje por peso previamente establecido.

Las condiciones necesarias para realizar la reacción se suplen en el contactor.

FIGURA 2. PLANTA DE ENDULZAMIENTO CON AMINAS.

La amina se disuelve en agua para mejorar el área de contacto y acelerar el mecanismo de la reacción; en el absorbedor los gases ácidos que viajan en el gas natural burbujean en la solución amina-agua para producir la reacción química.

La amina cargada con los gases ácidos (amina rica) sale de la torre de absorción e inicia un recorrido hacia el regenerador.

En este trayecto debe bajar la presión desde 1200 LPCN hasta 18 LPCM (rango aproximado), y subir la temperatura desde el nivel del ambiente hasta el de regeneración. Una vez purificada, recibe el calificativo de amina pobre.

La amina rica (cargada de gas acido), al salir del contactor, entra al tanque de venteo, donde se separan los hidrocarburos absorbidos, y sigue hacia el regenerador, pasando por el intercambiador amina rica- amina pobre, en el cual aprovecha la energía disponible para acercarse a la temperatura de burbujeo requerida para la regeneración.

El tanque de venteo es un separador horizontal que trabaja como tanque de abastecimiento. En este recipiente se separan los hidrocarburos absorbidos en estado gaseoso, los cuales se pueden usar como combustible y los hidrocarburos liquidos que se hayan condensado en el contactor.

La acumulación de hidrocarburos en la amina conduce a la formación de espuma.

La amina rica llega al regenerador a una presión muy cercana a la atmosférica y con una temperatura aproximada de 195 TF.

Es necesario evitar que los vapores ácidos se separen antes de entrar al regenerador, porque ello produce una alta corrosividad en las tuberías.

Entre el contactor y el regenerador se requiere una caída de presión (por las condiciones termodinámicas de la reacción) que se realiza con una válvula ubicada a la salida del contactor.

La regeneración de la mezcla amina-agua se lleva acabo a la temperatura de burbujeo de la solución. Para alcanzar esta temperatura, el calor requerido en el regenerador se obtiene de vapor de agua (en una relación cercana a 1 libra de vapor/libra de amina) o utilizando aceite caliente.

La amina pobre, que sale del regenerador caliente y a baja presión, se debe llevar a condiciones de baja temperatura y alta presión, para introducirla en el contactor.

La temperatura se empieza a bajar en el intercambiador amina-amina y se completa en el enfriamiento con un enfriador ubicado a la entrada del contactor.

La presión se eleva con una bomba de alta presión que alimenta el contactor con la amina pobre.

La amina, por su naturaleza misma, se degrada en el contacto con el aire, por efecto de las temperaturas elevadas, por la entrada de impurezas a la planta y por muchas otras razones. Al formarse espuma, esta es arrastrada por el gas dulce saliendo del contactor.

La planta se complementa con filtros mecánicos y de carbón. Para recoger la amina que sale del sistema se utilizan trampas.

También se requiere de un tanque de abastecimiento para reponer la amina que se pierde o se deteriora y en ocasiones se instala un recuperador de amina, capaz de retener los solidos que se han ido acumulando en la solución.

EQUIPOS MAYORES:

ABSORBEDOR O CONTACTOR DE LA PLANTA DE AMINA.

Variables De Diseño:

Tipo de amina, condiciones de trabajo. Presión. Temperatura. Numero de platos. Tiempo de contacto. Diámetro. Nivel de liquido en el fondo.

Variables De Operación:

Flujo de gas, presión, temperatura. Concentración de gas acido que llega a la planta. Caudal y concentración de la amina. Temperatura de la amina pobre.

FIGURA 3. ABSORBEDOR DE LA PLANTA DE AMINA.

Funcion:

El Absorbedor o contactor es una torre con platos de burbujeo en donde ocurre la reacción entre la amina disuelta en agua y los gases acidos presentes en el gas natural.

En el Absorbedor ocurre la unión de los gases acidos, presentes en el gas natural, con la amina disuelta en el agua.

En los platos del contactor ocurre la unión intima entre la amina disuelta en agua, el H2S y el CO2. El tiempo necesario para la reacción se da por el tiempo de contaacto que ocurre en los platos de burbujeo.

REGENERADOR DE LA PLANTA DE AMINA.

Variables De Diseño:

Presión de trabajo. Temperatura de operación. Relación libras de vapor/libra de amina. Numero de platos o unidades de transferencia de masa. Diámetro de la columna. Área de transferencia de calor. Reciclo de tope (reflujo).

Variables De Operación:

Vapor de rehervidor. Temperatura de entrada de la amina rica. Presión de la torre. Reciclo de torre.

FIGURA 4. REGENERADOR DE LA PLANTA DE AMINAS.

Funcion:

En el regenerador la amina cargada de “gases acidos” se purifica y se restaura una buena parte de su capacidad, para captar acidos.

La amina, asi tratada puede seguir recirculando del contactor (Absorbedor) al regenerador en una operación continua de absorción y desorción alternadas.

Este proceso de regeneración de aminas es la base de esta tecnología, ya que sin recuperación, es imposible un balance económico favorable en las plantas de endulzamiento.

El regenerador es una torre de platos, con un condensador de tope y con reflujo. En el fondo esta provisto de un rehervidor que introduce en el proceso el calor necesario para que se produzca ebullición de la solución, y el calor de disociación de amina-acido, además de otros factores energéticos.

Típicamente un regenerador consta de 22 platos.