03_Proceso de Endulzamiento_Parte 1

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DIPLOMADO OPERADORES EN

PLANTAS DE GAS

Docente: Ing. Nelson Cabrera Maráz, Msc Correo: [email protected]

N@Plus 2016

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Preguntas comunes:

 Por qué los gases ácidos son un problema?

 Cuales son los compuestos del gas ácido presentes en el gas natural?

 Qué tanta purificación se necesita?

 Qué se hace con los gases ácidos luego de que son separados del gas natural?

 Qué procesos hay disponibles para la remoción de gas ácido?

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

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Objetivos

 Maximizar la seguridad de las instalaciones y de las personas

 Minimizar las fallas operacionales

 Adecuar el gas a las especificaciones exigidas por los clientes (calidad del gas)

 Proteger el medio ambiente.

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Extracción Recolección Separación Tratamiento Crudo Compresión Gas Almacenaje Medición Y Bombeo Tratamiento Del Gas -Deshidratación -Endulzamiento -Recuperación de LGN -Fraccionamiento -Recuperación de Sulfuro

OPERACIONES

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Gases Ácidos:

Dióxido de Carbono (CO2)

Productos de Azufre

Sulfuro de Hidrogeno (H2S) Sulfuro de Carbonilo (COS) Disulfuro de Carbono (CS2)

Mercaptanos (RSH)

El CO2 y H2S son los que mas prevalecen

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IMPUREZA

PROCESO

SOLIDA

FILTRACION

LIQUIDA

DEPURACION

VAPOR DE AGUA

DESHIDRATACION

GASES ACIDOS (CO2, H2S)

ENDULZAMIENTO

INERTES (N2)

DESTILACION

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

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Primero se separan las fases obteniéndose:

 Hidrocarburos en fase gaseosos  Hidrocarburos en fase liquida  Fase acuosa

 Fase solida

Algunos productos no deseados pueden estar presentes en una o mas fases.

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Los gases se tratan para:

 Remover gases ácidos y mercurio

 Remover vapor de agua (Deshidratación)  Remover GLP (Ajuste del punto de rocío)  Recuperar GLP (Turbo expansión)

 Compresión a presión de gasoducto  Medición e inyección para entregas

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En la purificación del gas natural es necesario la remoción de los gases ácidos contaminantes.

Los mas importantes son el dióxido de carbono (CO2) y acido sulfhídrico (H2S).

Deben ser removidos para:

 Evitar la toxicidad del H2S

 Evitar la corrosión en equipos y tuberías  Mantener el poder calorífico del gas, y  Respetar las especificaciones

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Los hidrocarburos líquidos se tratan para:

 Separar el agua libre y el agua emulsionada  Separar los sólidos arrastrados

 Separar gases disueltos

 Reducir el contenido de sales  Bombear a presión del oleoducto

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El agua separada se trata para:

 Reducir el contenido de hidrocarburos  Eliminar los sólidos en suspensión  Bombear

Otros tratamientos según el origen y destino:

 Disposición en pozos o medio ambiente  Recuperación secundaria

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Procesos de Tratamiento

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Factores que se consideran en la selección de un proceso de remoción:

 Regulaciones ambientales

 Impurezas en el gas de alimentación

 Concentraciones de entrada y salida del gas acido  Selectividad requerida de gas ácido

 Presión total del gas y presión parcial de los componentes ácidos y relación H2S/CO2

 Temperatura y corrosión  Materiales de construcción.

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Criterios para la selección de un proceso de remoción:

 El tipo de impurezas acidas presentes en el gas

 Las concentraciones de cada impureza y el grado de remoción deseada

 El volumen de gas a ser tratado, la temperatura y la presión en la cual el gas está disponible

 La viabilidad de recuperación del azufre elemental

 La remoción selectiva de una o más de las impurezas sin remover los otros

 La presencia y cantidad de hidrocarburos parafínicos pesados y de aromáticos en el gas.

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REMOCION DE GASES ACIDOS

PROCESOS DE ENDULZAMIENTO

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Tiene como finalidad la eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) del gas natural, 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”.

El proceso por el cual se eliminan estas impurezas del gas es el

ENDULZAMIENTO, puede ser realizado a través de los:

 Procesos de ABSORCION  Procesos de ADSORCION

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Las condiciones del gas a tratar son:

 Concentración de impurezas

 Temperatura y presión disponible  Volumen de gas a procesar

 Composición de hidrocarburos  Selectividad de los gases ácidos

 Especificaciones del gas acido residual

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Gas Natural - Tratamiento

Endulzamiento

Absorción

Liquida

Lechos

Sólidos

Membranas

Secuestrantes

(Scavengers)

Redox

Tratamiento de

Gases de Cola

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Endulzamiento

Absorción

Liquida

_Aminas

Carbonato

De Potasio

Solventes

Físicos

Solventes

Híbridos

• Benfield • Catacarb

• Selexol

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Gas Natural - Tratamiento

Endulzamiento

Lechos

Sólidos

Oxido de

Zinc

_{Oxido de}

Tamices

Carbón

Activado

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Endulzamiento

Redox

LO-CAT

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Gas Natural - Tratamiento

Endulzamiento

Tratamiento de

Gases de Cola

SCOT

BSR

Clauspol

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Gas Natural - Tratamiento

Endulzamiento

Secuestrantes

(Scavengers)

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 Las aminas son solventes químicos (Bases Orgánicas)  La separación se da a través de un proceso de Absorción

Química.

 Las Amina reaccionan con los gases ácidos (Reacción Acido-Base) para formar sales inestables que por efecto del calor son reversibles regenerando la amina y liberando el gas acido

 Pueden remover CO2 así como H2S.

Gas Natural - Endulsamiento

Absorción Liquida (Aminas)

Absorción

Gas Natural Dulce

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Las Aminas son, desde 1930, los Solventes de mayor aceptación y amplia utilización para la Absorción se H2S y CO2 del Gas

Gas Natural - Endulzamiento

Agua

Sal

Base

Acido







a

A

S

H

O

H

a

A

de

Sulfuro

a

A

S

H

₂



min



min



₂



₂



min









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 MONOETANOLAMINA (MEA)

 DIETANOLAMINA (DEA)

 DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

 DIGLICOLAMINA (DGA)

 METILDIETANOLAMINA (MDEA)

Gas Natural - Endulzamiento

MAS REACTIVA

MENOS REACTIVA

 MEA fue durante mucho tiempo la amina mas utilizada → altamente reactiva

 A partir de 1950-1960, DEA sustituye a MEA por resistencia a degradación con azufrados → corrosión

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Gas Natural - Endulzamiento

Torre de Absorción

Filtro Separador

Scrubber Gas Dulce Gas Dulce a

Dew Point

Amina Pobre

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Gas Natural - Endulzamiento

Absorción Liquida (Aminas-Regeneración)

Torre de Regeneradora Amina Pobre a Torre Absorción Amina Rica de Torre de Absorción Surge Drum Pre-Filtro Partículas Post-Filtro

Partículas Filtro Carbón

Aero-Enfriador Amina Pobre Intercambiador Amina Pobre/Rica Bomba Amina Pobre Reboiler Condensador Acumulador

K.O Gas Acido

Bomba Reflujo

Gas Combustible

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 El Carbonato de Potasio es un solvente químico.

 La separación se da a través de un proceso de Absorción Química.

 El proceso es similar al endulzamiento con aminas pero la absorción se da a temperaturas elevadas (150 – 250)

 El proceso se utiliza para remover cantidades importantes de CO2 (5 – 35%)

Gas Natural - Endulzamiento

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Gas Natural - Endulzamiento

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 Benfield: Proceso licenciado por la UOP, donde varios componente “activadores” son inyectados para mejor el performance del Carbonato de Potasio.

 EL proceso se aplica para gas natural y gas natural licuado (LNG)  Catacarb: Proceso licenciado por la Eickmeyer donde se incluyen

activadores e inhibidores de corrosión en la solución de carbonato de potasio.

Gas Natural - Endulzamiento

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 La separación se da a través de un proceso de Absorción Física.  El proceso requiere presiones elevadas y bajas temperaturas, por

lo que la corriente de alimentación debe ser enfriada por debajo de la temperatura ambiente.

 Son muy sensibles a la presencia de hidrocarburos líquidos disminuyendo la eficiencia (espuma).

 Debido a que el proceso es a baja temperatura la tendencia a

formar HC líquidos es muy elevada, por ello la aplicación en el gas

Gas Natural - Endulzamiento

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Gas Natural - Endulzamiento

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Selexol:

 Proceso licenciado por la UOP

 Utiliza un solvente derivado del Polietilen Glycol.

 Es selectivo para componentes derivados del azufre pero también es utilizado para remover CO2, agua y hidrocarburos parafinicos, olefinicos y aromáticos.

 Opera en rangos de temperatura de -18°C a temperatura ambiente.

Rectisol

 Proceso licenciado por Lurgi y Linde.

Gas Natural - Endulzamiento

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 Los solventes formulados o híbridos contienen una mezcla de solventes físicos y químicos.

 El solvente químico base es alguna Amina.

 Estos solventes tienen las ventajas y desventajas combinadas de ambos tipos.

 Menor grado de degradación térmica

 Mayor capacidad para remoción de gas ácido

Gas Natural - Endulzamiento

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 Alta selectividad hacia el H2S o hacia el CO2  Menores requerimientos energéticos

 Concentraciones altas, (no presenta corrosión)

 Son sensibles a la presencia de Hidrocarburos Líquidos formando espuma.

 El proceso de endulzamiento es similar a la de una amina convencional con una unidad de Absorción y Regeneración

Gas Natural - Endulzamiento

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Sulfinol:

 Proceso licenciado por Shell.

 Dos tipos de mezcla: Sulfinol D (sulfolane, agua y DIPA); Sulfinol M (sulfolane, agua y MDEA)

 El Sulfinol D remueve completamente los gases ácidos (CO2/H2S)  El Sulfinol M es selectivo al H2S.

 Baja formación de espuma, corrosividad y energía.

Gas Natural - Endulzamiento

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