UNIVERSIDAD VERACRUZANA FACULTAD DE CIENCIAS QUIMICAS REGION POZA RICA – TUXPAN

“TRATAMIENTO CON SOLVENTES PARA EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL”

TESINA QUE PARA OBTENER EL TITULO DE: INGENIERO QUIMICO PRESENTA: PEDRO JERÓNIMO LÓPEZ

ASESOR: MTRO: ERNESTO GALLARDO CASTÁN

POZA RICA, VER.

2011

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3

CONTENIDO

Pág. 8

INTRODUCCION

10

OBJETIVOS

CAPITULO I FUNDAMENTOS TEORICOS

1.1 Gas natural

11

1.1.1 Operación de transformación

12

1.1.2 Exploración

13

1.1.3 Extracción

13

1.1.4 Tratamiento

14

1.1.5 Transporte y almacenamiento

14

1.2 Solventes

16

1.2.1 Definición de solventes

16

1.2.2 Clasificación de los solventes

16

1.2.2.1 Solventes químicos

17

1.2.2.2 Solventes físicos

18

1.2.2.3 Solventes mixtos o fisicoquímicos

19

1.3 Absorción

19

1.3.1 Equipos para absorción

21

1.3.2 Concepto y aplicaciones de la absorción

21

1.3.3 Absorción de gases

22

1.3.4 Elección del solvente para la absorción

23

4

CAPITULO II ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL 2.1 Proceso de endulzamiento de gas natural

25

2.2 Componentes del gas natural

26

2.3 Clasificación

28

2.4 Contaminantes del gas natural

29

2.5 Importancia de la remoción de contaminantes

29

2.6 Especificaciones del gas tratado o dulce

33

2.7 Endulzamiento del gas natural a través de la absorción de gases

35

2.8 Tipos de procesos de endulzamiento

35

2.9 Planta de endulzamiento de gas natural

36

2.10 Problemas en la operación de endulzamiento de gas natural

38

2.10.1 Formación de espumas

39

2.10.2 Corrosión

40

2.11 Capacidad energética del gas natural

43

2.12 Consumo del gas natural en México

43

2.12.1 Ventajas del gas natural

44

2.13 Panorama internacional del mercado del gas natural

44

2.13.1 Prospectiva del mercado del gas natural

46

CAPITULO III ABSORCION FISICA 3.1 Proceso de absorción física

47

3.2 Procesos con solventes físicos

48

3.2.1 Proceso Selexol

52

3.2.2 Proceso Sepasolv MPE

53

3.2.3 Proceso Purisol

54 5

3.2.4 Proceso Rectisol

55

3.2.5 Proceso Solvente Flúor

57

3.2.6 Proceso de lavado con agua

58

CAPITULO IV ABSORCION QUIMICA

4.1 Proceso de absorción química

59

4.2 Proceso con solventes químicos

60

4.3 Procesos con aminas

62

4.3.1 Las alcanolaminas

64

4.3.2 Monoetanolamina (MEA)

64

4.3.3 Dietanolamina (DEA)

65

4.3.4 Metildietanolamina (MDEA)

66

4.3.5 Trietanolamina (TEA)

67

4.3.6 Diglicolamina (DGA)

67

4.3.7 Solventes formulados (MDEA+)

68

4.4 Proceso con carbonato de potasio (K2CO3)

69

CAPITULO V ABSORCION FISICOQUIMICA

5.1 Proceso de absorción hibrido o mixto

71

5.2 Procesos con solventes híbridos o mixtos

71

5.2.1 Proceso Sulfinol

72

5.2.2 Proceso Amisol

75

5.2.3 Proceso Selefining

76

6

5.2.4 Proceso Flexsorb

76

5.2.5 Proceso Urcasol LE

77

CAPITULO VI ANALISIS COMPARATIVO

6.1 Procedimiento preliminar para seleccionar un proceso de

78

endulzamiento 6.1.1 Selección de procesos aplicables

78

6.1.1.1 Especificaciones del gas residual

78

6.1.1.2 Características del gas a tratar

79

6.1.1.3 Consideraciones del proceso

79

6.1.1.4 Disposición final del gas ácido

80

6.1.1.5 Costos

80

6.2 Ventajas y desventajas generales

80

6.3 Selección del proceso

83

6.4 Componentes utilizados en el endulzamiento del gas natural con

90

aminas CONCLUSIONES

93

BIBLIOGRAFIAS

95

7

INTRODUCCION La creciente demanda de gas natural a conducido a la explotación de yacimientos, cuyo contenido en compuestos indeseables es a menudo elevado, por lo que es necesario endulzar (eliminación de CO2 y H2S) las corrientes del gas amargo para que puedan ser utilizadas en la industria. Las principales técnicas de endulzamiento por absorción de un gas con un solvente determinado son las siguientes:

1. Absorción química 2. Absorción física 3. Combinación de ambas técnicas

El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los procesos de mayor importancia a que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizase a través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos con solventes químicos, físicos y fisicoquímicos. Cuando la absorción ocurre con solventes químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases que se desea remover, luego este proceso es regularizado por la estequiometria de la reacción, requiriéndose posteriormente aplicar calor para poder desorber el solvente y eliminar los gases de la corriente. Cuando se habla de solventes químicos es imposible no mencionar a las aminas, tanto primarias, secundarias y terciarias y su selectividad hacia el dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno. En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta.

Los solventes físicos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos.

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También llevan asociado calor de solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción en los procesos con solventes químicos.

Los solventes híbridos o fisicoquímicos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.

El ingeniero de procesos debe entender los parámetros y/o procesos que se deben de tener en cuenta para seleccionar un método de endulzamiento, y sobretodo tendrá que tener muy claro impedir el posible impacto ambiental que implica la selección de cada uno de los procesos, pero cualquiera sea el método a utilizar necesariamente hay que hacerlo, ya que la eliminación de los gases ácidos, trae consigo el incremento del proceso de corrosión, y toda su implicación técnico- económica.

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OBJETIVOS Objetivo general: Describir los tratamientos con solventes para el proceso de endulzamiento del gas natural, mediante absorción química, física y fisicoquímica. Objetivos particulares:  Describir los tratamientos con solventes para remover gases ácidos en el gas natural, a través de la selección de información de diferentes fuentes.  Describir cada uno de los procesos de endulzamientos con sus respectivos solventes, a través de la selección de información de diferentes fuentes.  Describir los parámetros de operación del proceso de endulzamiento de gas natural usando solventes químicos, físicos y mixtos a través de la selección de información de diferentes fuentes. Para cumplir con lo anterior, el presente trabajo se construye como sigue: En el primer capítulo fundamentos teóricos, donde se explica los conceptos más importantes del gas natural, solventes y absorción. Un segundo capítulo endulzamiento de gas natural, que describe la importancia de remover gases ácidos en el gas natural y su importancia energética como combustible. Enseguida un tercer capítulo absorción física, donde se explica cada uno de los procesos que operan con solventes físicos así como sus ventajas y desventajas de cada uno. Un cuarto capítulo absorción química, donde se explica los procesos que operan con solventes químicos así como los parámetros de operación de cada proceso. Un quinto capítulo absorción fisicoquímica, en donde se da una breve explicación de cada uno de los procesos que operan con solventes híbridos o mixtos. Por último el sexto capítulo denominado análisis comparativo, en donde se analiza los procesos con solventes químicos, físicos y mixtos tomando como punto de referencia las ventajas y desventajas de cada uno.

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CAPITULO I FUNDAMENTOS TEORICOS

1.1 Gas natural El origen del gas natural data desde la antigüedad, cuando tomó lugar la descomposición de restos de plantas y animales que quedaron atrapados en el fondo de lagos y océanos en el mundo. En algunos casos, los restos se descomponen por oxidación, liberando gases a la atmósfera, evitando la oxidación al entrar en contacto con agua libre de oxígeno. La acumulación de lodos, rocas, arena y otros sedimentos durante miles de años, indujo un incremento de presión y calor sobre la materia orgánica, convirtiendo dicha materia en gas y petróleo (Busby, 1999).

El gas natural es un combustible de gran importancia en México y el mundo, se puede obtener de yacimientos independientes, donde se encuentra de manera no asociada, o en yacimientos ocupados por petróleo crudo, así como en depósitos de carbón. La composición del gas natural puede variar dependiendo del tipo de yacimiento en el que se localice, la profundidad, la ubicación, y las condiciones geológicas del área.

El gas natural comercial está constituido principalmente por metano (95 %, aproximadamente), además, el gas natural incluye otros hidrocarburos como etano, propano y butano. Al mismo tiempo, es posible encontrar pequeñas cantidades de ciertos contaminantes dentro de la composición debido a que no fueron removidos al momento de su procesamiento.

Inicialmente al gas natural se le conoce como gas amargo debido principalmente a la presencia de bióxido de carbono y ácido sulfhídrico (CO2 y H2S) dentro de su composición; estas sustancias son indeseables por lo que es necesario removerlas por medio de un proceso de endulzamiento para obtener las 11

propiedades deseadas para su uso industrial o comercial. Este proceso consiste en la remoción de bióxido de carbono y ácido sulfhídrico; este último compuesto debe ser removido antes de su almacenamiento y distribución por ser un contaminante altamente toxico. Una vez libre de contaminantes se le denomina gas dulce (Perry y O´Maloney, 2003).

El gas natural se considera como un combustible fósil limpio, ya que sus emisiones están constituidas en su mayoría por vapor de agua y dióxido de carbono (CO2). En algunos casos, el propano y el butano son separados del gas natural para venderse como subproductos (Busby, 1999).

1.1.1 Operaciones de transformación

El proceso de producción del gas natural es simple y muy parecido al del petróleo. Primero, el gas natural se extrae por medio de perforaciones en pozos terrestres

Fuente: Secretariado de la UNCTAD

Figura 1.1 Cadena del gas natural

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o en los océanos, después se transporta por gasoductos (por tierra) o buques (por mar) hasta la planta de depurado y transformación para ser conducido después hacia una red de gas o a las zonas de almacenamiento asi como se muestra en la figura 1.1. 1.1.2

Exploración

La exploración es una etapa muy importante del proceso. En el transcurso de los primeros años de la industria del gas natural, cuando no se conocía muy bien el producto, los pozos se perforaban de manera intuitiva. Sin embargo, hoy en día, teniendo en cuenta los elevados costos de extracción, las compañías no pueden arriesgarse a hacer excavaciones en cualquier lugar. Los geólogos juegan un papel importante en la identificación de napas de gas. Para encontrar una zona donde es posible descubrir gas natural, analizan la composición del suelo y la comparan a las muestras sacadas de otras zonas donde ya se ha encontrado gas natural. Posteriormente llevan a cabo análisis específicos como el estudio de las formaciones de rocas a nivel del suelo donde se pudieron haber formado napas de gas natural. Las técnicas de prospección han evolucionado a lo largo de los años para proporcionar valiosas informaciones sobre la posible existencia de depósitos de gas natural. Cuanto más precisas sean las técnicas, mayor será la posibilidad de descubrir gas durante una perforación.

1.1.3 Extracción

El gas natural se extrae cavando un hueco en la roca. La perforación puede efectuarse en tierra o en mar. El equipamiento que se emplea depende de la localización de la napa de gas y de la naturaleza de la roca. Si es una formación poco profunda se puede utilizar perforación de cable. Mediante este sistema una broca de metal pesado sube y baja repetidamente en la superficie de la tierra. Para prospecciones a mayor profundidad, se necesitan plataformas de perforación

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rotativa. Este método es el más utilizado en la actualidad y consiste en una broca puntiaguda para perforar a través de las capas de tierra y roca.

Una vez que se ha encontrado el gas natural, debe ser extraído de forma eficiente. La tasa de recuperación más eficiente, representa la máxima cantidad de gas natural, que puede ser extraída en un período de tiempo dado sin dañar la formación. Varias pruebas deben ser efectuadas en esta etapa del proceso. Lo más común es que el gas natural esté bajo presión y salga de un pozo sin intervención externa. Sin embargo, a veces es necesario utilizar bombas u otros métodos más complicados para obtener el gas de la tierra. El método de elevación más difundido es el bombeo de barra.

1.1.4 Tratamiento

El tratamiento del gas natural implica el reagrupamiento, acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con el fin de transformarlo en energía útil para las diferentes aplicaciones. Este proceso supone primero una extracción de los elementos líquidos del gas natural y después una separación entre los diferentes elementos que componen los líquidos.

1.1.5 Transporte y almacenamiento

En estado gaseoso, el gas natural sólo puede ser transportado con eficiencia por medio de gasoductos. Pero cuando hay océanos de por medio, los gasoductos no son funcionales. Por fortuna, cuando el gas natural se refrigera a temperaturas menores a -162°C, se condensa en un líquido que puede ser colocado en un buque cisterna y transportado a lo largo de miles de kilómetros por mar como se muestra en la figura 1.2. Una vez en su destino, el gas licuado se restaura a su estado original en una estación regasificadora. Por lo general, el proceso ha sido relativamente costoso. Pero es muy efectivo y permite empacar grandes cantidades de energía en una sola carga: un solo embarque contiene el 14

equivalente de 5% del gas que se consume en Estados Unidos en un día promedio. Comparado a otras fuentes de energía, el transporte de gas natural es muy eficiente si se considera la pequeña proporción de energía perdida entre el origen y el destino. Los gasoductos son uno de los métodos más seguros de distribución de energéticos pues el sistema es fijo y subterráneo.

Figura1.2 Transporte y almacenamiento del gas natural

El gas natural puede también ser transportado por mar en buques. En este caso, es transformado en gas natural licuado (GNL). El proceso de licuado permite retirar el oxígeno, el dióxido de carbono, los componentes de azufre y el agua. Los elementos principales de este proceso son una planta de licuado, barcos de transporte de baja temperatura y presurizados y terminales de regasificación.

Antes de llegar al consumidor, el gas natural puede ser almacenado en depósitos subterráneos para que la industria del gas pueda afrontar las variaciones estacionales de la demanda. Estos depósitos están generalmente situados cerca de los mercados consumidores, de tal forma que las empresas de distribución de gas natural pueden responder a los picos de la demanda y proporcionar el gas a sus clientes continuamente y sin demora. Durante los períodos de poca actividad, las empresas de distribución pueden vender el gas natural en el mercado físico. 15

1.2. Solventes 1.2.1. Definición de solvente

Los solventes tienen gran importancia en productos como pinturas a base de agua, barnices, tintas, aerosoles, cuero, en coloración de textiles, marcadores permanentes, pegamentos y adhesivos, en algunos químicos utilizados en fotografía, entre otros. El término solventes se refiere a sustancias orgánicas en estado líquido, utilizadas para disolver sólidos o gases u otros líquidos. La mayoría de ellos son derivados del petróleo o sintéticos. Es importante mencionar que no hay ningún solvente 100% seguro, todos son tóxicos en distintos niveles. Es por ello que se deben de conocer las hojas de datos de seguridad MSDS del solvente a utilizar y elegir el menos riesgoso, o ver la forma de controlar el riesgo.

A continuación se enlistan las consideraciones que se deben tener en cuenta al elegir el tipo de solvente con el que se va a trabajar en un proceso de endulzamiento:  La presión y temperatura de operación.  La cantidad de gases ácidos contenidos y los que se desean remover, la selectividad y las especificaciones del gas a tratar.  Eliminación de los gases ácidos (recuperación de azufre, incineración).  Contaminantes en el gas de entrada (oxígeno, compuestos de azufre).  Preferencias del cliente (capital y costos de operación, eficiencia del combustible, costos de los solventes, etc.).

1.2.2 Clasificación de los solventes

Los solventes se clasifican en distintas clases, de acuerdo a sus propiedades y a su estructura molecular. Muchos de los solventes más utilizados son alifáticos, aromáticos, alcoholes, esteres, cetonas e hidrocarburos. Debido a las exigencias legales, ambientales y de calidad en el proceso existe una demanda alta en los 16

procesos de remoción, así como también en los de recuperación por lo que se han probado diferentes tecnologías mejoradas, algunas han resultado eficientes desde el punto de vista operacional y económico. Para la remoción del ácido sulfhídrico se utilizan los siguientes procesos: absorción mediante un solvente, adsorción mediante una cama sólida y conversión directa a azufre. En este caso solo consideraremos el primer caso. La absorción es la técnica más empleada para la remoción de H2S, es mediante un solvente que se pone en contacto con el gas a contracorriente. Del absorbedor el gas ácido pasa a un regenerador en donde se aplica calor. La solución regenerada se enfría y se recircula completándose así el ciclo. La solución rica en H2S se puede mandar a una unidad de recuperación de azufre. Los solventes utilizados pueden ser químicos, físicos o una combinación de ambos.

1.2.2.1.

Solventes químicos

Los solventes químicos, por lo general, son alcanolaminas en solución acuosa que reaccionan química y reversiblemente con los gases ácidos, por consiguiente, al elevar la temperatura se puede recuperar el solvente.

Las soluciones acuosas de alcanolaminas son los solventes más utilizados para la remoción de gases ácidos, son mejores que los solventes físicos cuando se manejan presiones bajas.

Debido a que la solución es acuosa, la absorción de hidrocarburos es mínima. Las reacciones con los gases ácidos son exotérmicas, forman una unión química débil, la cual se rompe al disminuir la presión y al aumentar la temperatura en el regenerador. Se libera el gas quedando así el solvente listo para su reutilización. Las aminas son compuestos derivados del amoniaco (NH3), son bases orgánicas donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de los hidrógenos en el amoniaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias, respectivamente (Pine, 1987). 17

Las

aminas

se

dividen

en

primarias

(monoetanolamina,

diglicolamina),

secundarias (dietanolamina) y terciarias (metildietanolamina, trietanolamina) dependiendo del número de sustituciones que se hagan sobre el nitrógeno. Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que son empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas natural. En un inicio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier aplicación de endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya que daba mejores resultados. En los últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así como las mezclas de aminas han ganado popularidad. El uso de estas aminas depende de su grado de selectividad para la remoción de los contaminantes ácidos.

El uso de mezclas de alcanolaminas ha demostrado tener excelentes características de absorción, así como una capacidad de carga elevada, velocidades de reacción superiores y requieren menor energía para la recuperación del solvente.

1.2.2.2.

Solventes físicos

A diferencia de los solventes químicos, los solventes físicos no reaccionan con el soluto, sino que los gases ácidos presentan solubilidad con ellos a presiones elevadas, para recuperar el solvente se disminuye la presión para producir la desorción de los gases.

Los solventes físicos no están limitados en su capacidad de absorción, como es el caso de los solventes químicos, y es aproximadamente proporcional a la presión parcial del gas ácido en la corriente a ser tratada. Son capaces de absorber mercaptanos y otros compuestos de azufre y se requiere de menor energía para regenerar el solvente.

18

Los solventes físicos se regeneran en un flash multietapas a bajas presiones. En el caso de remoción de H2S se utilizan métodos de separación más rigurosos como flasheo al vació, desorción con aplicación de calor, entre otros. Debido a que la solubilidad de los gases ácidos aumenta al disminuir la temperatura, la absorción se lleva a cabo a bajas temperaturas. La mayoría de los solventes físicos son capaces de remover los compuestos orgánicos de azufre. Éstos presentan una solubilidad alta con el H2S y con el CO2. Algunos procesos físicos que usan solventes orgánicos se han comercializado. Los cuales incluyen al proceso Selexol que utiliza dimetil-eter de polietilenglicol como solvente, Rectisol utiliza metanol, Purisol que utiliza N-metil- 2-pirolidona (NMP) como solvente y el proceso que utiliza al propilen-carbonato.

1.2.2.3.

Solventes mixtos o fisicoquímicos

Son aquellos que combinan solventes químicos con solventes físicos. Utilizan las ventajas de ambos. Algunos ejemplos son los procesos Sulfinol (mezcla de sulfolane MDEA y agua), Flexsorb PS y Ucarsol LE.

1.3. Absorción Una de las áreas de concentración o de estudio de la Ingeniería Ambiental e Ingeniería Química, es el aire como portador de partículas contaminantes, en forma de polvos, gases o vapores. Los procedimientos empleados en la eliminación de gases y vapores contaminantes son: la absorción, adsorción y combustión o incineración.

La absorción se aplica en aquellos gases que son completamente solubles en líquidos. Si el gas no es completamente soluble no se aplica este método de lavado con agua. Este método resulta práctico para el cloruro de hidrógeno, dimetilformamida, acetona, fluoruro de hidrógeno, amoniaco, pues la mezcla de estos gases con el agua forma un ácido o una base o mezcla de un compuesto 19

orgánico que se puede recuperar por destilación o neutralización. La absorción en agua no resuelve el problema de contaminación, ya que el contaminante disuelto tiene que recuperarse o destruirse de alguna manera (Águila-Hernández, 2004).

El método de combustión se emplea si el gas o sus componentes nocivos o desagradables pueden quemarse en cámaras de incineración a temperaturas de 316 °C a 1200 °C. Entre los gases que pueden quemarse están los hidrocarburos; el monóxido de carbono; el ácido sulfhídrico; pero que deja como residuo bióxido de azufre, el que para eliminarlo requiere de un tratamiento posterior. Así el sistema de flama directa consiste en un quemador o mechero que arde en cámara cerrada o al aire libre como los que se emplean en las refinerías o en las industrias. La absorción es probablemente la técnica más importante de purificación de gas y es común en un gran número de procesos. Esta consiste en la transferencia de una sustancia de la fase gaseosa a la fase líquida a través de los límites de fase, ver figura 1.3.

El proceso de absorción puede ser representado de la siguiente forma:

Figura 1.3 Torre absorberdora o contactora

20

El material absorbido puede disolverse físicamente en el líquido o reaccionar químicamente con él. El despojamiento (stripping) representa un caso especial de la misma operación con la particularidad que el material se mueve desde la fase líquida a la fase gaseosa.

1.3.1. Equipos para absorción

El equipo donde se realiza el contacto entre el gas con impurezas con el líquido absorbente es denominado absorbedor, ver figura 1.3.

La gran mayoría de los absorbedores utilizados en operaciones para la purificación de gas son:  Torres empacadas  Torres de platos  Contactores tipo spray

Estos absorbedores son intercambiables en un rango amplio, aunque ciertas condiciones específicas pueden favorecer uno con respecto a otro.

1.3.2. Concepto y aplicaciones de la absorción

La absorción es una operación unitaria de transferencia de masa, en la cual una mezcla gaseosa se pone en contacto con un líquido, a fin de disolver de manera selectiva uno o más componentes del gas y de obtener una solución de éstos en el líquido (purificación de una corriente gaseosa). De acuerdo a la figura 1.4 un soluto A o varios solutos se absorben de la fase gaseosa y pasan a la líquida por medio de absorción. Este proceso implica una difusión molecular turbulenta o una transferencia de masa del soluto A, a través del gas B, que no se difunde y ésta en reposo, hacia un líquido C, que también está en reposo.

21

Figura 1.4 Diagrama de transferencia de masa entre dos fases

Aplicación industrial:  Absorción de ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2) empleando etanolamina.  Absorción de ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2) mediante amoniaco (NH3) en solución acuosa, lo cual forma sulfato de amonio, que una vez recuperado se vende como fertilizante.  El SO2 puede separarse por absorción líquida y purificarse para colectarse, comprimirse y venderse.  Eliminación del dióxido de nitrógeno y fluoruros solubles, por medio del agua.

1.3.3. Absorción de gases

La absorción de gases es una operación unitaria mediante la cual los componentes solubles de una mezcla gaseosa se disuelven en un líquido. La operación inversa, denominada desorción consiste en la transferencia a un gas de los componentes volátiles de una mezcla líquida. El contacto íntimo entre las fases, líquido y gas, normalmente, se logra en las denominadas torres o columnas, que son recipientes cilíndricos, en posición vertical y en cuyo interior se incluyen dispositivos como bandejas o lechos de rellenos. Generalmente, el gas y el líquido fluyen en contracorriente por el interior de la torre, cuyos dispositivos internos 22

promueven el contacto entre las fases y el desarrollo de la superficie interfacial a través de la cual se producirá la transferencia de materia.

1.3.4 Elección del solvente para la absorción

Si el propósito principal de la operación de absorción es producir una solución específica, el solvente es especificado por la naturaleza del producto. Si el propósito principal es eliminar algún componente del gas, casi siempre existe la posibilidad de elección. Por supuesto, el agua es el disolvente más barato y más completo, pero debe darse considerable importancia a las siguientes propiedades:

Solubilidad del gas: la solubilidad del gas debe ser elevada, a fin de aumentar la rapidez de la absorción y disminuir la cantidad requerida de solvente. En general, los solventes de naturaleza química similar a la del soluto que se va a absorber proporcionan una buena solubilidad. Para los casos en que son ideales las soluciones formadas, la solubilidad del gas es la misma, en fracciones mol, para todos los solventes. Sin embargo, es mayor, en fracciones peso, para los disolventes de bajo peso molecular y deben utilizarse pesos menores de estos solventes. Con frecuencia, la reacción química del solvente con el soluto produce una solubilidad elevada del gas; empero, si se quiere recuperar el disolvente para volverlo a utilizar, la reacción debe ser reversible.

Volatilidad: el solvente debe tener una presión baja de vapor, puesto que el gas saliente en una operación de absorción generalmente está saturado con el disolvente y en consecuencia, puede perderse una gran cantidad. Si es necesario, puede utilizarse un líquido menos volátil para recuperar la parte evaporada del primer solvente.

Corrosión: los materiales de construcción que se necesitan para el equipo no deben ser caros o costosos.

23

Costo: el solvente debe ser barato, de forma que las pérdidas no sean costosas, y debe obtenerse fácilmente.

Viscosidad: se prefiere la viscosidad baja debido a la rapidez en la absorción, mejores características en la inundación de las torres de absorción, bajas caídas de presión en el bombeo y buenas características de transferencia de calor.

Misceláneos: si es posible, el solvente no debe ser tóxico, ni inflamable, debe ser estable químicamente y tener un punto bajo de congelamiento.

24

CAPITULO II ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL 2.1 Proceso de endulzamiento de gas natural El proceso de endulzamiento de gas natural se refiere a la purificación del gas, eliminando especialmente el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, debido que son altamente corrosivos en presencia de agua y tienen un impacto negativo en la capacidad calorífica del gas natural. Dicha operación involucra la remoción de las impurezas presentes en fase gaseosa.

La absorción de un líquido es una operación unitaria muy importante para la purificación del gas natural, en la cual los componentes de una mezcla gaseosa son disueltos selectivamente en un líquido. Esta operación se realiza generalmente en torres verticales que en su interior tienen platos, empaques y otros dispositivos que aumentan el contacto entre ambas fases las cuales fluyen a contracorriente (Perry, 2003).

Existen dos principales tipos de absorción que se emplean en el proceso de endulzamiento de gas natural: absorción física y absorción química, ambas son capaces de remover los gases ácidos. La absorción química emplea soluciones acuosas de alcanolaminas para remover el CO2 de la corriente de gas. El gas natural es endulzado en una torre de absorción a una temperatura de aproximadamente 50°C. Posteriormente, las alcanolaminas son regeneradas a temperaturas de entre 110°C y 120°C. Este proceso es muy empleado a nivel comercial aunque su costo de operación es alto debido a la cantidad de energía que se emplea para la regeneración del solvente. En el caso de la absorción física los solventes empleados son glicoles u otros solventes orgánicos en donde la interacción con el CO2 no es tan fuerte en comparación de las alcanolaminas. Consecuentemente, se requiere una menor cantidad de energía en la regeneración. 25

Actualmente, la tecnología más empleada es la absorción química con soluciones acuosas de alcanolaminas. Una de las ventajas es que se pueden regenerar los solventes químicos por medio de un incremento de temperatura, gracias a que las reacciones que se producen son reversibles, exceptuando aquellas que involucran compuestos térmicamente estables (G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros, 2008). Normalmente la información inicial que se tiene del proceso de absorción es la composición de la corriente gaseosa y el grado de recuperación requerido de los solutos. Perry y O´ Maloney en el 2003 establecieron que para diseñar una columna de absorción es muy importante determinar el mejor solvente, las dimensiones de la columna y los elementos internos, las temperaturas de entrada de las corrientes, la cantidad que debe ser removida, los efectos térmicos y los factores mecánicos, entre otros.

2.2 Componentes del gas natural No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre sí. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales.

Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de −154°C, el etano con un punto de ebullición de −89°C, puede estar presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta −42°C, representa un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes así como se muestra en la figura 2.1. 26

La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento peso.

Figura 2.1 Componentes del gas natural

La siguiente tabla 2.1 nos presenta los componentes que a menudo son encontrados en la composición del gas natural. Tabla 2.1 Componentes del gas natural

CLASE

Hidrocarburos

COMPONENTE

FORMULA

Metano

CH4

Etano

C2H6

Propano

C3H8

i−Butano

iC4H10

n.Butano

nC4H10

i−Pentano

iC4H10

n−Pentano

nC4H10

Ciclopentano

C5H10

27

Hexanos y pesados

Gases inertes

Gases ácidos

Componentes de azufre

Nitrógeno

N2

Helio

He

Argón

Ar

Hidrógeno

H2

Oxigeno

O2

Acido sulfhídrico

H2S

Dióxido de carbono

CO2

Mercaptanos

R-SH

Sulfuros

R-S-R

Fuente: G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros

2.3 Clasificación Existe una clasificación para el gas natural la cual considera la forma en que éste se puede encontrar en un yacimiento y la presencia o ausencia de impurezas. De esta forma se pueden considerar los siguientes tipos (Jáuregui, 2005):  Gas natural asociado: Es el gas natural que se encuentra en el yacimiento junto con petróleo crudo.  Gas natural no asociado: Es el gas que se obtiene cuando en el yacimiento no existe crudo.  Gas natural mezclado: Es el gas que se encuentra en solución con el crudo.  Gas natural húmedo: Se denomina gas natural húmedo a la mezcla que compone el gas natural en los yacimientos con contenido alto de hidrocarburos, los cuales se licuan en la superficie y pueden recuperarse comercialmente.  Gas natural seco: Es el gas que no presenta un contenido de hidrocarburos líquidos que puedan recuperarse y comercializarse.  Gas natural amargo: Corresponde a la mezcla del gas natural con compuestos gaseosos e impurezas que se encuentran en el yacimiento.

28

2.4 Contaminantes del gas natural Khol y Nielsen, en su libro Gas Purification, reportan los contaminantes más importantes encontrados en los yacimientos de gas natural, al cual se hará referencia para efecto de la identificación y comparación con las impurezas del gas de producción. En la tabla 2.2 se muestran dichos contaminantes así como su formula química (Khol y Nielsen, 1997): Tabla 2.2 Principales contaminantes del gas natural

 Agua (H2S)  Amoniaco (NH3)  Cianuro de Hidrógeno (HCN)  Dióxido de Azufre (SO2)  Dióxido de Carbono (CO2)  Disulfuro de Carbono (CS2)  Mercaptanos (RCH)  Nitrógeno (N2)  Sulfuro de Carbonilo (COS)  Sulfuro de Hidrógeno (H2S)  Óxidos de nitrógeno (NOx)  Componentes volátiles (VOCs)  Compuestos orgánicos de azufre

2.5 Importancia de la remoción de los contaminantes La remoción de estos contaminantes se requieren por razones de seguridad, control de corrosión, especificaciones del producto líquido y/o gaseoso, para prevenir el congelamiento a bajas temperaturas, disminuir los costos de compresión, prevenir el congelamiento del CO2 y el envenenamiento de los catalizadores en las instalaciones aguas abajo y para satisfacer requerimientos

29

ambientales. En la tabla 2.3 se muestran los efectos que causan las principales impurezas del gas natural en el proceso de endulzamiento. El proceso de endulzamiento tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en esencial el sulfuro de hidrógeno (H 2S) y el dióxido de carbono (CO2). El sulfuro de hidrógeno es un gas altamente tóxico. A muy bajas concentraciones irrita posiblemente los ojos, nariz y garganta. La nariz humana puede detectar el sulfuro de hidrógeno a concentraciones tan bajas como 0.02 ppmv. Sin embargo, el sentido del olfato humano no puede detectar concentraciones residuales del sulfuro de hidrógeno. Altas concentraciones y exposiciones prolongadas al sulfuro de hidrogeno insensibilizan el sentido del olfato. Las concentraciones requeridas para las diferentes reacciones con el cuerpo humano son:  Valor límite máximo para exposición prolongada: 10 ppmv.  Síntomas ligeros después de muchas horas de exposición: 10 – 100 ppmv.  Concentración máxima que puede ser inhalada por una hora sin efectos, irritación significativa de los ojos y problemas respiratorios: 200 – 300 ppmv.  Peligrosa después de 30 minutos: 700 – 900 ppmv y por encima.  Muerte en minutos: mayores de 1000 ppmv.

El sulfuro de hidrógeno es un gas altamente inflamable y origina la combustión en el aire a concentraciones de 4,3 – 46 ppmv. Los vapores del sulfuro de hidrógeno son más pesados que el aire y pueden migrar distancias considerables hasta una fuente de ignición. El dióxido de carbono se presenta naturalmente como un gas, que es más pesado que el aire, inodoro e incoloro. Es también un producto principal de la combustión. El CO2 es inactivo y por lo tanto no inflamable. El CO2 desplazará al oxígeno y puede crear una atmósfera deficiente en oxígeno que produce sofocación. El principal peligro es su exposición a elevada concentración. Como el CO2 es más

30

pesado que el aire, su potencial se incrementa, especialmente cuando entra en tanques y recipientes. Una creencia común pero errónea es que el CO2 actúa simplemente como un asfixiante que disminuye el nivel de oxígeno por debajo del 16% mínimo necesario para vivir (a nivel del mar). Sin embargo, este es frecuentemente el caso en la mayoría de los accidentes más serios; el CO2 comienza a tener un efecto apreciable en las funciones del cuerpo humano alrededor de 2 – 3 %. La concentración de CO2 en la sangre afecta el ritmo de la respiración, lo que resulta en un incremento medible de un nivel de 1 % en el aire inspirado. Cualquier persona comprometida en el diseño u operación de una instalación en la cual el H2S y/o CO2 están presentes deberían buscar consejos de expertos, tomando

en

cuenta

las

precauciones

detalladas

de

seguridad

y

las

consideraciones de diseño mecánico. Tabla 2.3 Efecto de las principales impurezas IMPUREZAS

EFECTO 

A temperaturas moderadas el CO2 no es corrosivo al acero si está seco. Sin embargo, en presencia de humedad o de humedades relativas de 60 – 70 % resulta bastante corrosivo.

 CO2

Pequeñas cantidades de humedad en el CO2 – del orden de 1000 ppmv, producen altas velocidades de corrosión del acero al carbono a 100 ºF.



El CO2 es altamente soluble en agua y reacciona formando un ácido débilmente ionizado, el ácido carbónico (H2CO3) que se combina con el hierro (ferroso) para formar Siderita (FeCO3) que es, tanto un producto de corrosión como una incrustación.



De acuerdo con la fuente, existe corrosión carbónica uniforme cuando la presión parcial del CO2 es superior a 30 psi.



El Sulfuro de hidrógeno (H2S) proviene tanto de la formación del yacimiento, como el originado de la actividad de bacterias sulfato reductoras, y pueden estar presentes distribuido en las fases gas, crudo y agua, generando serios problemas de corrosión y provocando fallas de los materiales en el corto plazo. Las zonas críticas a

31

monitorear y proteger, en un sistema de gas, son principalmente las zonas húmedas y en contacto con agua conteniendo H 2S, tales como separadores, trampas de agua, etc. 

Los tipos de corrosión normalmente observados son: corrosión general y pitting. La presencia de H2S promueve la reacción anódica y picado del acero y además actúa despolarizando las zonas catódicas, favoreciendo aún más la corrosión. Generalmente se puede observar

H2S

la formación de una película negra de sulfuro de hierro que puede disminuir la velocidad de corrosión en algunos casos y además ocultar fallas latentes del material las cuales pueden aparecer repentinamente

cuando

se

realizan

trabajos

de

limpieza

y

mantenimiento de los equipos y líneas.

El metal de las instalaciones puede sufrir fragilización y falla por efecto de la absorción molecular de hidrógeno proveniente de la disociación H2S presente sobre la superficie metálica. Muchas de las fallas observadas se encuentran en metales de alta dureza, sometidos a condiciones de stress. En condiciones de alta velocidad de

penetración

de

H 2,

el

metal

puede

llegar

a

presentar

ampollamiento, acelerando el tiempo de deformación y rotura. Las variables principales que afectan la absorción de H2 y la fragilización del metal son: pH, concentración de H2S, temperatura y condición de la superficie metálica. 

Corrosión microbiológica La presencia de BSR principalmente en zonas de en ausencia de oxígeno, como son tanques de proceso o almacenamiento, producen altas tasas de corrosión en cortos períodos. La actividad microbiológica transforma los iones sulfatos contenidos en el agua a ácido sulfhídrico provocando el ataque del material formando continuas películas de sulfuro de hierro. Se debe tener precaución en la selección y aplicación de limpiadores y biocidas para el control de las BSR, debido a que pueden dar a la luz

32

fallas y pinchaduras ocultas en el tiempo. 

El H2S es altamente toxico para las personas, animales y ambiente en general.



Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión al combinarse radicales de nitrógeno, procedentes del propio combustible o bien, del propio aire, con el oxigeno de la combustión. Este fenómeno tiene lugar en reacciones de elevada temperatura, especialmente procesos industriales y en motores alternativos, alcanzándole proporciones del

NOx

95% - 98% de NO y del 2 % - 5% de NO2. Dichos óxidos, por su carácter ácido contribuyen, junto con el SO2 a la lluvia ácida y a la formación del "smog" (término anglosajón que se refiere a la mezcla de humedad y humo que se produce en invierno sobre las grandes ciudades). 

La propia composición del gas natural genera dos veces menos emisiones de NOx que el carbón y 2.5 veces menos que el fuel-oil. Las modernas instalaciones tienen a reducir las emisiones actuando sobre la temperatura, concentración de nitrógeno y tiempos de residencia o eliminándolo una vez formado mediante dispositivos de reducción catalítica.

 Vapor de Agua

La presencia de vapor de agua a temperaturas cercanas al ambiente y presiones altas forma hidratos de metano que pueden obstruir los gasoductos.

Fuente: Análisis cromatografico proporcionado de las operaciones de Pluspetrol Norte S.A. Anexo 4. Fuente: GPA Estudios y Servicios Petroleros SRL Nota técnica 20.

2.6 Especificaciones del gas tratado o dulce Un gas transportado o destinado al consumo doméstico, que contenga más de 0.25 granos de H2S por 100 pies cúbicos o 4 ppmv, se considera un gas ácido. Esta definición también se aplica al contenido de CO2, el cual no es tan indeseable como el H2S. Generalmente es práctico reducir el contenido de CO2 por debajo del 2 % molar, la GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene ≤ 4 ppm de H2S; < 3 % de CO2 y ≤ 7 libras de agua/MMPCN.

33

Puesto que el gas a tratarse se destinará a ventas, es imprescindible que reúna las características que lo hagan adecuado para su utilización, transporte y distribución.

Dentro de estas características se destacan, los contenidos máximos permisibles de contaminantes, los cuales se han fijado atendiendo los requerimientos de calidad del gas a ventas, siguiendo las siguientes especificaciones:  Contenido de CO2: Para el contenido de CO2 se establecen dos especificaciones: 3 % molar como máximo, para gas no deshidratado, equivalente a 25.5 psi de presión parcial de CO 2 calculada a 850 psi de presión de operación, la cual está dentro del rango considerado de “corrosión moderada”, según los criterios de la API para corrosión por CO 2 en tuberías. Así mismo para un gas deshidratado (7 lb. de H 2O/MMPCN), se establece una especificación de 8 % molar máximo.  Contenido de H2S: Límite máximo entre 10 y 12 ppmv; éstos valores están por debajo de los requerimientos para prevenir corrosión (presión parcial de H2S inferior a 0.05 psi) en los sistemas de distribución domestico e industrial, considerando el valor de la tolerancia establecida por la Ocupacional Safety and Health Act, EE.UU. (OSHA). El valor tope de 12 ppmv se debe considerar de manera eventual o temporal.  Contenido de Agua: El contenido de agua se encuentra entre 7 – 10 lb. / MMPCN.  Contenido de COS: El máximo contenido de sulfuro de carbonilo es de 5 ppmv.  Contenido de RSH: El límite máximo recomendado de mercaptanos es de 5 ppmv.  Contenido de azufre total: El máximo contenido es de 20 ppmv.

34

2.7 Endulzamiento del gas natural a través de la absorción de gases Para el endulzamiento de gas natural, a través del proceso de absorción de gases, se debe de tener en cuenta, primeramente las condiciones del gas a tratar, lo que implica concentración de impurezas; temperatura y presión disponible; volumen de gas a procesar; composición de hidrocarburos; selectividad de los gases ácidos por mover; especificaciones del gas ácido residual. Todos estos parámetros tienen que estar claramente establecidos. El proceso de endulzamiento a través de la absorción de gases se puede clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente:

a.- Reacción Química (proceso con Aminas) b.- Reacción Físicas (Solventes Físicos) c.- Reacción Combinada de ambas (Solventes Mixtos)

La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros.

2.8 Tipos de procesos de endulzamiento Existen muchos métodos que pueden ser empleados para remover los gases ácidos principalmente (H2S) y (CO2) de la corriente gaseosa. La disponibilidad de estos métodos podría ser generalizada como aquellos que dependen de la reacción química, absorción o adsorción.

En esencia, hay siete categorías de procesos de desadificación o endulzamiento:

1. Procesos con solventes químicos 2. Procesos con solventes físicos 3. Procesos con solventes híbridos o fisicoquímicos 35

4. Procesos de conversión directa (solamente remoción de H2S) 5. Proceso de lecho sólido o seco 6. Procesos con membranas y otros 7. Procesos Criogénicos En este trabajo solo se enfoca los tres primeros procesos que se mencionan a detalle en el capítulo 3, 4 y 5.

2.9 Planta de endulzamiento de gas natural Una planta endulzadora de gas natural consta de cuatro equipos principales: torre absorbedora, lavador (scrubber), evaporador (flash) y torre regeneradora (stripper). La compañía Dow Chemical (2007), describe el proceso de endulzamiento de gas natural de la siguiente manera:

Fuente: Dow Chemical, 2007

Figura 2.2 Diagrama de flujo del proceso de endulzamiento de gas natural

36

Antes de ser introducido a la torre de absorción, es necesario remover cualquier contaminante o líquido contenido en el gas natural, esto es posible mediante sistemas de impacto, como deshumificadores los cuales remueven líquidos. Algunos de los contaminantes que se obtienen de este proceso son: aceites que provienen de compresores, hidrocarburos líquidos, salmuera, entre otros. Es importante remover estos contaminantes ya que representan problemas como espumación, corrosión y contaminación del gas natural en la torre de absorción, lo que resulta en una pérdida de disolvente y baja calidad del gas natural.

El gas contaminado o gas amargo entra al sistema por la parte inferior de la torre absorbedora, donde después de ser procesado, sale como gas limpio o gas dulce. Dentro de la torre, los gases ácidos se absorben por una solución líquida de alcanolamina que entra por la parte superior de la torre. La solución líquida de alcanolaminas entra a la torre como amina pobre y sale por la parte inferior como amina rica en gases ácidos.

Posteriormente, la corriente de disolvente rico en gases ácidos se manda a una torre regeneradora donde, mediante un aumento de temperatura y una caída de presión, se separa la solución de alcanolaminas de los gases ácidos. Una vez que la corriente de alcanolaminas se encuentra limpia y libre de gases ácidos, es enviada a la torre de absorción para continuar su ciclo en el proceso de endulzamiento.

Dentro de la torre absorbedora, el contacto líquido-gas usualmente se hace por medio de platos o empaques que permiten el continuo contacto de la solución de alcanolaminas y el gas natural. En la torre de platos la transferencia de masa se da en cada uno de los platos de la columna, mientras que, en la torre empacada, los empaques proporcionan un contacto muy grande para la transferencia de masa, de manera que principalmente el CO2 y H2S se transfieran de la corriente gaseosa a la corriente líquida. La cantidad de gas ácido removido de la corriente depende del número de platos o la altura de la torre empacada, usualmente las 37

torres de platos cuentan con veinte platos distribuidos en la torre como estándar de construcción para el proceso.

La corriente rica en gases ácidos se hace pasar por un tanque flash donde se separan los hidrocarburos disueltos en esta corriente mediante una caída de presión, los hidrocarburos ligeros se separan de los pesados y son separados posteriormente de las alcanolaminas. Posteriormente, la corriente es sometida a un intercambio de calor para entrar a la torre regeneradora.

El diseño de la torre regeneradora es el mismo que el de la torre absorbedora, a diferencia que dentro de ella, la solución de alcanolaminas entra por la parte superior de la torre y a contracorriente al vapor de gases ácidos que se generan en el hervidor de la torre. El vapor que fluye hacia arriba de la torre pasa por un condensador que separa la solución de alcanolaminas vaporizadas de los gases ácidos. En el diseño de la torre regeneradora es recomendable utilizar acero inoxidable para su construcción porque sufre problemas de corrosión.

En el proceso de regeneración de las soluciones de alcanolaminas, normalmente es necesario el uso adicional de equipos auxiliares que favorezcan dicho proceso, como filtraciones con carbón activado, o la adición de sosa cáustica o carbonato de sodio para neutralizar los compuestos térmicamente estables.

2.10 Problemas en la operación de endulzamiento de gas natural Algunos de los problemas que pueden experimentar las plantas de endulzamiento de gas natural, según el artículo de Gas Sweetening, de la compañía Dow Chemical son:  Espumación  Problemas en la especificación de calidad del gas natural  Perdidas de solventes 38

 Corrosión  Contaminación del equipo  Contaminación del solvente

De los problemas más importantes en la operación de endulzamiento de gas natural es la espumación y la corrosión.

2.10.1 Formación de espuma

El fenómeno de espumación se presenta cuando existen contaminantes como hidrocarburos, partículas solidas suspendidas, inhibidores de corrosión ó aceites lubricantes del compresor. El problema de espumación generalmente se presenta en

las

torres

absorbedoras

y

regeneradoras

acompañado

de

cambios

significativos de presión a través de la columna, derramamiento del solvente y operación fuera de las especificaciones de la columna.

En algunos casos los problemas de espumación se puede resolver con agentes antiespumantes, sin embargo esta sería una solución temporal, la manera de realmente reducir la formación de espuma en las torres regeneradoras y absobedoras es mediante la minimización de contaminantes en el solvente evitando el paso de contaminantes a través de la corriente gaseosa.

Cuando la formación de espuma ocurre, existe un contacto pobre entre el gas y los químicos de la solución. El resultado es una reducción en la capacidad de tratamiento y la eficiencia de endulzamiento, hasta el punto en que posiblemente las especificaciones de salida no se puedan alcanzar.

Algunas razones por las cuales ocurre la formación de espuma son:  Sólidos suspendidos  Ácidos orgánicos 39

 Inhibidores de corrosión  Hidrocarburos condensados  Grasas jabonosas en las válvulas  Impurezas en el agua de reposición  Productos de degradación

Los problemas de formación de espuma usualmente se detectan en problemas operacionales de la planta. Los contaminantes de las operaciones aguas arriba pueden minimizarse utilizando una adecuada separación de entrada. Los hidrocarburos condensados en el contactor usualmente pueden evitarse manteniendo la temperatura de la solución pobre al menos 10 ºF por encima de la temperatura de entrada del gas. Para tener un control temporal se pueden agregar químicos antiespumantes. Estos antiespumantes son generalmente de silicón o de tipo alcohol.

2.10.2 Corrosión

La corrosión es una operación preocupante en casi todas las instalaciones de endulzamiento. La combinación de H2S y CO2 con agua, prácticamente asegura que condiciones corrosivas existirán en partes de la planta. En general, las corrientes de gas con alta relación de H2S/CO2 son menos corrosivas que aquellas que tienen menor relación. La concentración de H2S en varios ppm con concentración de CO2 de 2% o más tiende a ser particularmente menos corrosivas. Debido a que la corrosión en las plantas de endulzamiento contribuye a la formación de químicos por naturaleza, es fuertemente una función de la temperatura y de la viscosidad del líquido. El tipo de solución endulzante que se utiliza y la concentración de esta solución tienen un fuerte impacto en la tasa de corrosión. Un incremento en la corrosión puede esperarse con soluciones más fuertes y con cargas más grandes de gas ácido (NACE, 1984).

40

El sulfuro de hidrógeno se disocia en agua para formar un ácido débil. El ácido ataca al hierro y forma sulfuro de hierro insoluble. El sulfuro de hierro se adhiere a la base metálica y provee algo de protección para una corrosión futura, pero esta puedo ser erosionada quitándose fácilmente, quedando así expuesto el metal nuevo a un posterior ataque.

El CO2 en presencia de agua libre forma ácido carbónico. El ácido carbónico ataca el hierro y forma un bicarbonato de hierro insoluble y, con un calentamiento posterior, se libera el CO2 y un carbonato de hierro insoluble e hidroliza el óxido de hierro. Si el H2S está presente, éste reaccionará con el óxido de hierro para formar sulfuro de hierro. Las altas velocidades de líquidos pueden erosionar la capa protectora de sulfuro de hierro, lo que trae como consecuencia altas tasas de corrosión. En general, las velocidades de diseño en la tubería de la solución rica deben ser 50 % de aquellas velocidades que se utilizarían para fluidos dulces. Debido a la relación entre la temperatura y la corrosión, el rehervidor, el lado de la amina rica del intercambiador amina rica/amina pobre y el bucle del condensador del regenerador tienden a experimentar altas tasas de corrosión.

Los productos de degradación también contribuyen a la corrosión. Un mecanismo sugerido para la corrosión es que los productos de degradación actúan como agentes quelatantes con el hierro cuando se calientan. Cuando se enfrían, los quelatos de hierros se inestabilizan, liberando el hierro para formar sulfuro de hierro en presencia de H2S. Las aminas primarias se cree que son más corrosivas que las aminas secundarias ya que los productos de degradación de las aminas primarias actúan como agentes quelatantes más fuertes.

La corrosión en los procesos de sales alcalinas, tales como los procesos de carbonato de potasio caliente, se reporta que varía desde nada hasta mucho. La corrosión se puede esperar donde se libera CO2 y vapor en la separación flash. Grandes erosiones tienen lugar cuando la solución de carbonato excede el 40% debido a la tendencia a formar cristales de bicarbonato cuando la solución se 41

enfría. Muchos problemas de corrosión pueden resolverse utilizando inhibidores de corrosión combinados con practicas operacionales las cuales reducen la corrosión. A continuación se encuentra una guía para minimizar la corrosión:  Mantener lo más bajo posible la temperatura del rehervidor.  Si

se

dispone,

utilizar

bajas

temperaturas

para

un

calentamiento medio en vez de altas temperatura para el mismo. Cuando se utilizan altas temperaturas para un calentamiento medio o un fuego directo en el rehervidor, se deben tomar las precauciones para adicionar solo el calor necesario para despojar la solución.  Minimizar los sólidos o productos de degradación en el sistema utilizando una operación de recuperación o una filtración efectiva, que mantiene el sistema libre de oxígeno suministrando una pequeña capa superior de gas en todos los tanques de abastecimiento y manteniendo una presión positiva en la solución de todas las bombas.  Asegurarse de ionizar el agua utilizada, en el agua de reposición. Si se dispone, se puede utilizar vapor para reemplazar el agua perdida.  Limitar la concentración de la solución endulzante para minimizar los niveles requeridos para el tratamiento.  Monitorear la tasa de corrosión con las herramientas disponibles.  Mantener un adecuado nivel de burbujeo en los tubos del rehervidor. Se recomienda tubos sumergidos con 6 pulgadas como mínimo.

Los inhibidores de corrosión utilizados incluyen aminas de alto peso molecular y sales metálicas pesadas. Las composiciones generalmente están patentadas. Ciertos inhibidores están disponibles cuando el gas contiene sólo H 2S, CO2 o ambos, permitiendo aumentar la carga de gas ácido (Sheler et al, 1995). 42

2.11 Capacidad energética del gas natural La capacidad calorífica del gas natural al quemarse depende de la pureza de la mezcla de gases que lo componen. Podemos encontrar mezclas que van desde las 8.850 hasta las 10.200 Kcal/m3 dentro de la ordenación legal, lo que alcanza prácticamente los valores del metano puro. El metano es uno de los hidrocarburos con mayor capacidad calorífica por unidad de peso, por lo que su transporte resulta energéticamente más eficiente que el de otros hidrocarburos.

La normativa vigente establece, para el gas natural, un rango de calorías (un mínimo de 8.850 Kcal/m3 y un máximo de 10.200 Kcal/m3) que garantizan el funcionamiento adecuado de cualquier artefacto tanto doméstico como industrial, y asegura el correcto rendimiento calórico del fluido. El valor de 9.300 Kcal/m3 es un valor adoptado como referencia a los efectos de uniformar la facturación de todos los usuarios del país los cuales reciben gas o mezclas de gases procedentes de diferentes cuencas productoras y por lo tanto con diferentes calidades, esto es diferentes poderes caloríficos.

2.12 Consumo del gas natural en México Pese a la situación internacional, el consumo de gas natural (GN) en México durante 2009 aumentó 2.4% con respecto al año anterior, para ubicarse en un consumo promedio de 7,377 miles de millones de pies cúbicos por año (MMMPC), según un reporte realizado por la Secretaría de Energía (Kesse, et, al; 2007). La Asociación Mexicana de Gas Natural indicó que en ese mismo año 45% de la capacidad instalada de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) fue a base de gas natural, y aproximadamente 55% de la generación eléctrica en México provino de plantas a base de GN.

43

De acuerdo con el documento de la Sener, la distribución sectorial del consumo de gas natural en 2009, quedó estructurada en 39.8% por el sector eléctrico, 25.7% el sector petrolero, 0.7% las recirculaciones del sector petrolero, 12.4% sector industrial y el resto correspondió a los sectores residencial, servicios y transporte. Las reservas totales remanentes de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a 61,236.0 MMMPC al 1 de enero de 2010. En total, la producción total de gas natural durante 2009 ascendió a 7,031 MMMPC, lo que corresponde un incremento de 3.9% con respecto a 2008, cuando se produjeron 6,535 MMMPC. 2.12.1 Ventajas del gas natural Algunas de las ventajas que la AMGN enumera en su documento “Gas Natural Eficiencia Energética y Económica” son: 1. Promueve el desarrollo del transporte sustentable 2. Es una opción económica 3. Sus precios son competitivos 4. Estará disponible por mucho tiempo, ya que las reservas mundiales son abundantes 5. Es una de las opciones más económicas y eficientes para la generación energética

2.13 Panorama internacional del mercado del gas natural La norma oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2003 de la Secretaria de Energía establece los parámetros de calidad que debe tener el gas natural para su consumo.

Norma Oficial Mexicana, Calidad del Gas Natural (NOM-001-SECRE-2003) En nuestro país, el gas natural debe cumplir especificaciones establecidas en la NOM-001-SECRE-2003, dicha norma es un alto requerimiento para la Secretaria 44

de Energía, junto con otros organismos como Petróleos Mexicanos y la Comisión Federal de Electricidad. El principal objetivo de esta norma es asegurar la integridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones que se encuentren en contacto con el gas natural. La Tabla 2.4 establece las características y especificaciones que debe tener el gas natural para su almacenamiento y distribución, además, define la calidad del gas natural como “la composición y el conjunto de características fisicoquímicas de acuerdo a las propiedades de su poder calorífico (índice de Wobbe), densidad (factor de compresibilidad), densidad relativa y puntos de rocío” (Secretaría de Energía, 2004). Tabla 2.4

Especificaciones para comercialización de gas natural de acuerdo a la Norma Oficial

Mexicana NOM-001-SECRE-2003 (Secretaría de Energía, 2004) PROPIEDAD

Oxigeno Inertes Nitrógeno (N2) Bióxido de Carbono (CO2) Total de inertes Contenido de licuables a + partir del propano (C3 ) O bien, temperatura de rocío de hidrocarburos de hidrocarburos de 1 a 8000 kPa Humedad (H2O) Poder calorífico superior Índice Wobbe Acido sulfhídrico (H2S) Azufre total (S) Material solido

% Vol.

ESPECIFICACIONES MINIMO MAXIMO MÁXIMO DIC/2005 ------0.2

% Vol. % Vol. %Vol.

-------------------

5.0 3.0 5.0

-------------------

-------------------

3

-------

0.059

0.050

0.045

-------

271.15 (-2)

Líquidos

----------

UNIDADES

l/m

K(°C) 3

mg/m 3 MJ/m 3 MJ/m 3 mg/m 3 mg/m -------

MÁXIMO DIC/2007

------112 ------------35.42 41,53 ------------45.8 50.6 ------------------6.1 ------------------150.0 ------------Libre de polvos, gomas y cualquier sólido que pueda ocasionar problemas en los ductos y sus instalaciones. Así como en cantidades que provoquen deterioro en los materiales que normalmente se encuentran en dichas instalaciones y que afecten su utilización Libre de agua, aceite e hidrocarburos líquidos.

Fuente: www.energia.gob.mx

45

2.13.1 Prospectiva del mercado del gas natural

En los últimos años, el mercado internacional de gas natural se ha caracterizado por un mayor uso en los sectores de consumo, resultado de su disponibilidad y otros beneficios ecológicos y económicos que ofrece respecto a otros combustibles, lo que lo ha llevado a convertirse en la tercer fuente de energía primaria más importante. México no ha sido lejano al desarrollo de esta industria, el desarrollo hace prever que seguirá siendo un combustible importante en la matriz energética de México. La Secretaría de Energía en el año 2008 ha publicado el documento “Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017”, donde se describe la información más actualizada acerca de la evolución histórica y las expectativas de crecimiento del mercado interno de gas natural del país y su papel en el contexto internacional, así como sus antecedentes y panoramas a futuro.

46

CAPITULO III ABSORCION FISICA 3.1 Procesos de absorción física La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución (Khol y Nielsen, 1997).

Figura 3.1 Absorción de gases ácidos con solventes físicos

47

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones: Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 lb/ft 3. Concentración de propano o más pesados baja. Sólo se requiere remoción global de los gases ácidos (no se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos). Se requiere remoción selectiva de H2S. Ver figura 3.1.

3.2 Procesos con solventes físicos Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. También llevan asociado calor de solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción en los procesos con solventes químicos. La carga de gas ácido en el solvente es proporcional a la presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar.

Debido a la baja cantidad de calor de solución, con el dióxido de carbono, la mayor parte de los solventes físicos pueden ser regenerados por simple reducción de la presión de operación, sin que sea necesaria la aplicación de calor. Cuando se requiere de especificaciones más extremas (con menor cantidad de gas ácido en el gas tratado), la reducción de la presión podría ir acompañada de un calentamiento adicional.

La principal atracción de los procesos con solventes físicos es la remoción bruta de gas ácido con alta presión parcial. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente. Una 48

desventaja de los solventes físicos es la solubilidad relativamente alta de hidrocarburos de alto peso molecular C3 +. Dependiendo de la composición de entrada, la pérdida de hidrocarburos, los cuales pueden ser usados como combustible, y el costo de su recuperación, podrían hacer prohibitiva la utilización de un proceso físico.

Algunos solventes físicos muestran mayor selectividad a la absorción de H 2S en presencia de CO2, que los solventes químicos. La tabla 3.1 enumera los principales procesos que utilizan solventes físicos. Tabla 3.1 Principales procesos comerciales con solventes físicos

PROCESOS

SOLVENTES

PROCESO CON LICENCIA

Selexol

Dimetileter de Polietilen-glicol

Unión Caribe

Sepasol MPE

Mezcla de Polietilen-glicol y Metil-isopropanol-

Badische (BASF)

éter Purisol

N-metil- 2-pirolidona (NMP)

Lurgi

Solvente

Carbonato de Propileno

Fluor Daniel

Rectisol

Metanol

Lurgi and Linde AG

Ifpexol

Metanol

Institut Francais du Petrole

Fluor

(IFP) Estansolvan

Tri-n-butil-fosfato

IFP/Uhde

Fuente: (Khol y Nielsen, 1997)

Los datos comparativos en la tabla 3.2 muestran que, a temperaturas iguales, los tres solventes tienen casi la misma capacidad de CO2. Para H2S, sin embargo, Selexol y Purisol tienen una capacidad tres veces la de Solvente Fluor. Por esta razón, es evidente que Selexol o Purisol sería preferible a Solvente Fluor para los casos en que el gas de alimentación contiene una concentración considerable de H2S o cuando la retirada selectiva de H2S es necesario. Sin embargo, cuando CO2 49

determina el diseño, es decir, cuando H2S esté ausente o presente sólo en pequeñas cantidades, Solvente Fluor tiene una ventaja inherente, ya que la solubilidad de hidrocarburos son mucho menos en él que en los otros dos disolventes. Tabla 3.2 Datos de solubilidad de gases para el proceso de absorción Selexol, Purisol y Solvente Fluor. Volumen gas/volumen líquido 25°C y 1 Atm.

GAS

SELEXOL (DMPEG)

PURISOL (NMP)

H2 N2 CO C1 C2 CO2 C3 iC4 nC4 COS iC5 NH3 nC5 H2S nC6 CH3SH

0.047 ------0.10 0.24 1.53 3.63 3.70 6.79 8.46 8.46 16.2 17.7 20.1 32.4 39.9 82.4

0.020 ------0.075 0.26 1.36 3.57 3.82 7.89 12.4 9.73 ------------------36.4 ------121

SOLVENTE FLUOR (PROPILENO DE CARBONATO) 0.027 0.029 0.072 0.13 0.58 3.41 1.74 3.85 5.97 6.41 11.9 ------17.0 11.2 46.0 92.7

Fuente: Datos de bucklin y schendel (1985)

La tabla 3.3 proporciona algunos datos clave de las propiedades físicas para el Dimetileter de Polietilen-glicol (DMPEG), N-metil- 2-pirolidona (NMP), Carbonato de Propileno (PC), y el metanol. La presión de vapor frente a los datos de temperatura para Dimetileter de Polietilen-glicol (DMPEG), N-metil- 2-pirolidona (NMP), metanol, el error máximo permitido y se representan en la figura 3.2. El metanol tiene mayor presión de vapor y la operación requiere temperaturas muy bajas. NMP tiene una presión de vapor mucho más alta que DMPEG, PC, MPE (Mezcla de Polietilen-glicol y Metil-isopropanol-éter) y normalmente requiere agua de lavado del proceso de gases para limitar las pérdidas de solvente. El proceso Selexol, Solvente Flúor y Sepasolv tienen un error máximo permitido que no requieren pasos de lavado con agua. El proceso Selexol, tiene un solvente que

50

Tabla 3.3 Datos comparativos de solventes SOLVENTE NOMBRE DEL PROCESO

DEPG SELEXOL

NMP PURISOL

MEOH RECTISOL

5.8 1030

PC SOLVENT E FLUOR 3.0 1195

TBP ESTANSOLVAN

0.6 785

SEPASOLV SEPASOLV MPE -------------

Viscosidad a 25°C (cp.) Gravedad especifica a 3 25°C (kg/m ) Peso molecular Presión de vapor a 25°C (mm Hg) Punto de congelación (°C) Punto de ebullición a 760 mm Hg (°C) Conductividad térmica (Btu/hr)(ft)(°F) Temperatura máxima de operación (°C) Calor especifico 25°C Solubilidad del CO2 3 (ft /gal) a 25 ° C

1.65 1027

280 0.00073

102 0.085

99 0.40

32 125

320 0.00037

266 0.010

-28 275

-48 240

-24 202

-92 65

------320

0.11

0.12

0.095

0.122

-------

-80 (180 a 30mmHg) -------

175

65

-------

-------

175

-------

0.49 0.485

0.339 0.455

0.40 0.477

0.566 0.425

------0.455

------0.329

2.9 973

Fuente: Los datos de Bucklin y Schendel (1985) y Ranke y Mohr (1985)

Fuente: Cortesía de Procesamiento de hidrocarburos

Figura 3.2. Presión de vapor de diversos solventes físicas (Wdifer, 1982)

51

presenta la más alta viscosidad, lo que puede afectar significativamente la transferencia de masa y calor cuando la temperatura del solvente es reducida. Este proceso, sin embargo, es conveniente para la operación a temperaturas de hasta 175 °C, mientras que, por razones de estabilidad, Solvente Flúor (carbonato de propileno) se limita a una temperatura máxima de operación de alrededor de 65 ° C. 3.2.1 Proceso Selexol Usa como solvente un dimetileter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases amargos con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2. Ver figura 3.3.

Fuente: Khol y Nielsen, 1997

Figura 3.3. Diagrama de flujo del proceso de Selexol para la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno y la remoción completa de dióxido de carbono

52

Tabla3.4. Desventajas y desventajas del proceso Selexol

VENTAJAS

DESVENTAJAS

 Selectivo para el H2S

 Alta

 No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas.

absorción

de

Hidrocarburos.

Los

procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e

 No se requiere “reclaimer”.

hidrocarburos más pesados son bastante

 Pocos problemas de corrosión.

bajos.

 El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo

 Requiere presiones altas (mayores de 400 LPC.).

tanto tiene bajos requerimientos en

 Solvente más costoso que las aminas.

tamaño de equipo.

 En

 Se

estima

que

remueve

aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

algunos

casos

se

ha

presentado

acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos.  Baja remoción de mercaptanos.  Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

Fuente: Barry Burr and Lili Lyddon

3.2.2 Proceso Sepasolv MPE

Este proceso, que fue desarrollado por la empresa BASF de Alemania Occidental, es muy similar al proceso Selexol, tanto en relación con el disolvente utilizado y el modo de operación. Fue desarrollado inicialmente sobre todo para la eliminación selectiva de H2S a partir de gas natural, pero según la literatura también es adecuado para la eliminación de CO2 de los gases de síntesis. Dos plantas en operación comercial Sepasolv, con error máximo permitido que se describen en la literatura (Wolfer et al., 1980), pero BASF (1992) informa que este proceso ya no es con licencia.

El error máximo permitido del solvente Sepasolv se describe como una mezcla de éteres de glicol de polietileno isopropílico de metilo, con un peso molecular medio 53

de cerca de 316. Las propiedades físicas del disolvente se dan en la tabla 3.5. Bucklin y Schendel (l985) y Wolfer et al. (1980) presentan datos que muestran la solubilidad de gases los errores máximos permitido son similares a los de la solución Selexol. Tabla 3.5. Propiedades físicas de error máximo permitido del proceso Sepasolv MPE PROPIEDADES FÍSICAS Peso molecular

ERROR MÁXIMO PERMITIDO 316

Densidad, 20°C, g / cc

1.002

Calor específico, 0°C, KJ/kg°K

1.94

Calor específico,100°C, KJ/kg°K

2.18

Viscosidad, 20°C, Pa.S

7.2

Viscosidad, 0°C, Pa.S

15.0

Punto de Congelación, °C

-25

Fuente: Datos del Woyer (1982)

3.2.3 Proceso Purisol

El solvente utilizado en el proceso

Purisol es N-metil-2-pirrolidona (NMP), un

líquido de alto punto de ebullición, que tiene una solubilidad excepcionalmente alto para el sulfuro de hidrógeno. El proceso Purisol es particularmente adecuado para la absorción selectiva de sulfuro de hidrógeno en presencia de dióxido de carbono, ya que, como se muestra en la tabla 3.2, la solubilidad del H 2S es casi 9 veces mayor que la de CO2. El proceso Purisol (NMP) también se utiliza en una serie de aplicaciones de procesamiento químico, incluyendo la recuperación de acetileno a partir de gases de pirolisis, la recuperación de butadieno de las fracciones C 4, y como agente de extracción para la recuperación de compuestos aromáticos procedentes de existencias de refinería de petróleo. El proceso Purisol se informa, que es capaz de producir corrientes de gas que contiene menos del 0.1% de dióxido de carbono y unas pocas partes por millón de sulfuro de hidrógeno (Lurgi, 1978). 54

Grünewald (1989) informa que Purisol es eficaz en la eliminación de COS y que la extracción puede ser mejorada mediante el aumento de la temperatura de absorción y el aumento de la concentración de agua en el solvente. Ambas medidas están destinadas a fomentar la hidrólisis del COS a CO2 y H2S. La mayor eliminación de COS se obtiene por el uso de un catalizador no divulgada dispersas en el solvente y aumentando el tiempo de residencia del solvente en el absorbedor para promover aún más la hidrólisis COS. NMP es un poco más volátil que otros solventes físicos.

El proceso Purisol está particularmente bien adaptado a la purificación de alta presión, gas de alta síntesis de CO2 para turbina de gas de ciclo combinado de gasificación integrada (IGCC) debido a la alta selectividad H2S. La pureza extrema en lo que respecta a los compuestos de azufre no se requiere normalmente para el gas como combustible, y el dióxido de carbono en el gas purificado se expande a través de la turbina de gas para proveer de energía adicional.

3.2.4 Proceso Rectisol

El proceso Rectisol, que utiliza metanol como solvente, fue el primer proceso con solvente físico orgánico. A pesar de que es un verdadero proceso con solvente físico, tiene una serie de características que lo diferencian de los demás procesos con solventes físicos. En primer lugar, el proceso Rectisol ha demostrado la capacidad para separar las impurezas problemáticas que se producen en la gasificación del carbón o el petróleo pesado, incluyendo cianuro de hidrógeno, compuestos aromáticos, compuestos orgánicos de azufre, hidrocarburos y la formación de incrustamientos. El uso de metanol también facilita la deshidratación y la prevención de hielo y la formación de hidratos en bajas temperaturas utilizadas en el proceso. La segunda característica distintiva es que el proceso Rectisol opera a temperaturas mucho más bajas que otros procesos con solvente físicos con temperaturas tan bajas como -75°C a -100°C. A estas temperaturas, el 55

metanol todavía tiene una viscosidad baja para que la masa y el calor de transferencia no será considerablemente afectadas y la capacidad de carga del solvente tanto para el CO y H2S es muy alta, más alta que la de otros solventes físicos en sus temperaturas normales de funcionamiento. Estas características llevan a la capacidad de lograr separaciones muy fuertes, con concentraciones de H2S típicamente de 0.1 ppm y la concentración de CO 2 de tan sólo unas pocas ppm en el gas tratado. Del mismo modo, el proceso Rectisol puede alcanzar un concentrado de H2S en corrientes de alimentación conveniente para la planta Claus.

El proceso de Rectisol está disponible en una amplia variedad de configuraciones para satisfacer las necesidades y condiciones específicas de alimentación. Los sistemas pueden ser diseñados para (1) eliminar todas las impurezas, produciendo un gas tratado que es esencialmente libre de las dos emisiones de CO y compuestos de azufre, (2) eliminar el H2S y otros compuestos de azufre de forma selectiva, dejando una parte de CO2 en los gases tratados, y (3) eliminar y recuperar CO2 y H2S por separado

de la producción de tres corrientes del

producto (gas purificado, CO2 y H2S). Los objetivos típicos de las diferentes configuraciones incluyen la producción de una corriente de gas de alta pureza, la producción de una corriente de gas de sulfuro de hidrógeno rico adecuado para la alimentación a una planta Claus, y la producción de una corriente de CO 2 puro que puede ser utilizado en la síntesis de urea.

Muchos de los detalles de funcionamiento de las instalaciones comerciales se mantienen confidenciales por los otorgantes de licencias. Sin embargo, las buenas descripciones generales están disponibles en los artículos anteriormente citados, y en un documento del DOE no confidencial (Miller y Lang, 1985) que describe la Great Plains SNG-de la planta de carbón en Dakota del Norte.

56

3.2.5 Proceso Solvente Fluor

Este proceso utiliza como solvente Propilencarbonato C4H6O3, es un solvente físico polar que tiene una alta afinidad para con el CO 2. No es corrosivo, no es toxico, no es flamable, es de volatilidad baja, biodegradable, estable en condiciones normales y está disponible en el mercado.

Figura 3.4 Estructura molecular del propilen-carbonato

También se le conoce como: 4-metil-1,3-dioxolan-2-uno; 1,2-propnaediol cíclico carbonatado y como acido carbónico cíclico de propilen ester. Se encontró en la literatura que hay una patente para la remoción del H 2S del gas natural a altas presiones mediante el uso de propilencarbonato. Las ventajas son que no es necesaria una carga energética para la regeneración del solvente, es muy soluble con el CO2, hay pérdidas de hidrocarburos mínimas y la operación es sencilla. A esta patente se le conoce como Flúor Solventó Process. Este proceso fue desarrollado por Flúor en 1960, utiliza al propilencarbonato para la remoción H2S y del CO2 de las corrientes de gas. Flúor ha diseñado y construido catorce plantas. El propilencarbonato está siendo de gran importancia ya que juega un papel importante junto con otros solventes físicos en las nuevas tecnologías que se basa en su alta eficiencia para la disolución de gases ácidos y en su baja disolución de otros gases. Actualmente se aplica esta tecnología en Polonia en la purificación de gas de síntesis en una planta de amonio. La combinación del propilencarbonato con algún otro solvente no debe afectar las ventajas de este y al mismo tiempo se

57

debe alcanzar niveles mejores de operación y costos, se debe también utilizar la menor cantidad de energía para el proceso de regeneración. El CO2 y el H2S se disuelven independientemente en le propilencarbonato. Si se agrega trietanolamina no se afecta la solubilidad de estos gases, por lo que se puede concluir que el proceso en este caso es naturaleza física. Eligieron esta amina por sus propiedades de buena visibilidad con el propilencarbonato, su baja presión de vapor, no corrosividad, y debido a que su precio es relativamente bajo. Los resultados de este estudio se han validado en una planta piloto y ya se ha llevado acabo a nivel industrial. 3.2.6 Proceso de lavado con agua Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre. El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos. En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

58

CAPITULO IV ABSORCION QUIMICA

4.1 Procesos de absorción química Estos procesos se caracterizan porque el gas amargo se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la torre sea operada a condiciones que favorezcan la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que favorezcan la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas temperaturas).

Figura 4.1 Proceso de absorción química de los gases ácidos.

59

La figura 4.1. Representa el endulzamiento o eliminación de los gases ácidos utilizando una alcanolamina que reacciona químicamente con los gases ácidos. Este proceso puede ser no muy complejo, ya que consiste fundamentalmente de un absorbedor, un desorbedor, una bomba de recirculación, un calentador y un condensador. Es necesario hacer resaltar, que la gran mayoría de los procesos de absorción de gases se realizan utilizando una amina, donde la MEA y DEA son los compuestos mayormente utilizados, dejando un poco de lado las otras alcanolaminas, por su alto grado de degradación.

4.2 Procesos con solventes químicos En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica, inestable, se puede separar en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o por reducción de la presión de operación, para liberar los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez regenerada, la solución se envía nuevamente a la unidad de absorción.

El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos: una alcanolamina o una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin aditivos. En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico).

La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso de regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la correspondiente disminución de suministro de calor.

60

Las soluciones de carbonato de potasio, generalmente incluyen activadores para aumentar la reacción cinética, pero esos solventes son difíciles de regenerar con un simple descenso de presiones. En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas con baja presión parcial de CO2. En la siguiente tabla 4.1 se muestran algunos solventes químicos que remueven compuestos de azufre. Tabla 4.1 Procesos con solventes químicos vs. compuesto de azufre

SOLVENTES

COMPUESTOS DE AZUFRE

Monoetanolamina

H2S, SCO, CS2

Dietanolamina

H2S, SCO, CS2

Diglicolamina

H2S, SCO, CS2

Di iso propanolamina

H2S, SCO

Carbonato de potasio

H2S, SCO, CS2

Fuente: Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.

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 soluciones. La tabla 4.2 enumera los principales procesos comerciales que trabajan con solventes químicos. Tabla. 4.2 Procesos comerciales con solventes químicos TIPO DE SOLVENTE QUÍMÍCO

PROCESO NOMBRE COMERCIAL COMPOSICIÓN MEA 2.5 N MEA – Amine G ó MEA GAS/SPEC IT 1 MEA – Amina Guard – ST DGA

Alcanolaminas

DEA DEA – Snea DEA – Amina Guard DEA – Amina Guard ST

Monoetanolamina en agua MEA – Amina Guard ó MEA GAS/SPEC IT 1 5 N Monoetanolamina en agua con inhibidores 6 N Diglicolamina en agua con inhibidores 2.5 N Dietanolamina en agua 3 N Dietanolamina en agua 5 N Dietanolamina en agua con inhibidores 5 N Dietanolamina en agua

PESO

15 % 30 % 30 % 63 % (23 – 70 %) 26 % (15 – 26 %) 32 % (25 – 35 %) 52 % 52 %

61

DIPA o ADIP MDEA MDEA – Activada ó Snea – P – MDEA con activador Urcasol TEA HOT – CARBONATE Benfield Benfield – Hipure Sales de Carbonato de Potasio

Catarcard

Giammarco Vetrocoke Alkazid – M Sales básicas Alkazid – DIK Flexsord

con inhibidores 4 N Diisopropanolamina en agua 4 N Metildietanolamina en agua 4 N Metildietanolamina en agua 2 N Metildietanolamina en agua Trietanolamina en agua Carbonato Potásico Caliente Carbonato Potásico, aditivos e inhibidores Carbonato Potásico (20 – 35 %) seguido de un proceso con aminas Carbonato Potásico con catalizador inorgánico (Boratos de Aminas) e inhibidores de corrosión Carbonato Potásico Caliente con Trióxido de Arsénico (Arsenita) Sal de Potasio y ácido metilamino – propiónico Sales de Potasio, Dimetilaminoacético Carbonato de Potasio Caliente y aminas impedidas

54 % (30 – 54 %) 48 % (30 – 50 %) 48 % 48 %

Fuente: Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS.

Actualmente existen no menos de 80 procesos patentados, cada uno de los cuales utiliza un tipo diferente de solvente. El análisis de todos los compuestos químicos que se utilizan para retirar los componentes ácidos del gas natural, se sale del alcance de conocimiento público.

No obstante, es conveniente dar algunas características de los compuestos que más comúnmente se utilizan.

4.3 Procesos con aminas El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los 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), 62

Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida (gas residual). Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:

RNH4S + Calor (5.3)

RNH2 + H2S

RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4) RNH3HCO3 + Calor (5.5)

2RNH2 + CO2

RNH2 + H2O + CO2

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de

Fuente: Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS

Figura 4.2. Se presenta un proceso de endulzamiento con aminas

63

endulzamiento y hay generación de calor. Para regenerar la amina se debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina. Las aminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados. En la figura 4.2 se muestra un diagrama del proceso con aminas para el endulzamiento de gas natural.

4.3.1 Las alcanolaminas

Las alcanolaminas son solventes nitrogenados empleados para remover los gases ácidos de la composición del gas natural mediante absorción química, esto se facilita por su alta selectividad hacia los gases ácidos. 4.3.1 Monoetanolamina (MEA)

Este compuesto es una amina primaria, es un líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya fórmula química es (HO-CH2-CH2NH2). 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 está 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 COS; CS2 y O2. 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 (Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS).

Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relación CO 2/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de 64

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 (HCO3-) y carbonatos (CO3-2), compuestos altamente corrosivos, que se forman por la disociación del ácido carbónico (H2CO3), como ya se sabe este es un ácido de baja estabilidad, que rápidamente se disocia produciendo bicarbonatos y carbonatos. El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el (Fe +2), para formar Carbonato Ferroso (FeCO3), 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.

4.3.2 Dietanolamina (DEA)

La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa a altas concentraciones. La reacción de la DEA con COS y CS2 es más lenta que con la MEA y los productos de la reacción son distintos, lo cual causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión. La DEA se degrada de igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, por lo que es muy difícil separarlos por destilación; 65

adicionalmente, por lo general no existe en la planta el sistema de recuperación. La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contengan un total de 10 % o más de gases ácidos (H2S más CO2) a presiones de operación de unos 500 lb/ft3min. (34,5 bares) o mayores. Las corrientes de gas natural pueden ser tratadas para cumplir con las especificaciones de tuberías: 4 ppmv, (1/4 de granos de H2S por 100 pcn) máximo y 3 % o menos de CO 2. Los gases ácidos removidos del gas natural se producen a una presión y temperatura apropiada para servir como alimentación directa a una unidad de recuperación de azufre tipo Clauss o similar.

4.3.3 Metildietanolamina (MDEA)

La fórmula química de este compuesto es (CH3N) (CH2 CH2 OH)2. La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (CO2), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción.

La mayor ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con aminas, es su selectividad con el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA puede usarse con ventaja. Otra ventaja de la MDEA para la remoción de CO 2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar fácilmente por efectos de una separación instantánea (flash), reduciendo o eliminando la carga del gas ácido en el regenerador. Si el gas está a una presión suficientemente alta: 800 – 1000 lpcm o (55 – 68 bar), bajo ciertas condiciones, puede obtenerse un gas tratado con 4 ppmv, de H2S al mismo tiempo entre el 40 y 60 % de CO2 presente; puede fluir a través del contactor sin reaccionar con la solución. Cuando se está tratando gas con una alta relación H2S/CO2, se puede usar MDEA para mejorar la calidad de la corriente del gas de cola que va hacia la planta Clauss con el fin de recuperar azufre. La MDEA se usa en concentraciones del 30 – 50 % en peso de amina. Ver tabla 4.3.

66

Tabla 4.3 Valores reportados para operación con aminas

Solvente

MEA

DEA

MDEA

Concentración %

15

30

35-50

Circulación solvente GPM

100

100

100

Capacidad acida mol/hr del retiro del gas

49.8

58.6

87.5

Aumento de la capacidad % es (base de MEA =

100

118

175

100) http://www.aminas.com/mdea.htm

4.3.5 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 CO2, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta. La fórmula química de la TEA es N (CH2 CH2 OH)3. 4.3.6 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, por que se pueden utilizar concentraciones tan altas como 70% p/p, con sus correspondientes cargas de ácidos de hasta 0,55 libras mol de dióxido de carbono/lbmol de DGA. También tiene un menor requerimiento energético que la MEA. Este compuesto ha sido

ampliamente

utilizado

en

grandes

caudales,

debido

a

las

altas

concentraciones, una de las desventajas es su alto grado de degradación, sobretodo en presencia de los compuestos azufrados.

Una de las principales desventajas de la DGA es que la química tiene un alto costo y se obtiene productos de degradación no pueden ser regenerados en presencia de CO2 y COS, otra desventaja es la alta solubilidad de las fracciones 67

C3+ comparada con otras alcanolaminas, como la MEA y DWA, por ejemplo. También es bueno tener en cuenta que los productos de descomposición formados en la reacción entre la DGA y los gases ácidos de azufre, son regenerados térmicamente durante la operación normal de recuperación de la amina. También la degradación con el (COS) es reversible a altas temperaturas.

4.3.7 Solventes Formulados (MDEA+)

Los solventes formulados es el nombre dado a la nueva familia de solventes basados en aminas. Su popularidad es principalmente debido a la reducción del tamaño de los equipos y ahorros energéticos comparado con la mayoría de los otros procesos de aminas. Todas las ventajas de la MDEA están disponibles para los solventes formulados, usualmente para aumentarlo en un grado. Existen solventes formulados capaces de satisfacer cualquier tipo de necesidades desde la remoción de CO2 y H2S hasta concentraciones de 2 % y 4 ppmv respectivamente hasta la remoción total del CO2 para fines criogénicos. Para esto se requiere de un amplio espectro de desarrollo y contar con proveedores de solventes formulados que realicen una gran variedad de diferentes solventes formulados basados en MDEA. Después de más de 50 años de estar endulzando el gas natural, la industria todavía sigue escogiendo MEA o DEA cuando se trata de construir una planta de amina. Para unidades nuevas o viejas que utilizan MEA o DEA sin inhibidores y aún con la mayoría de los otros absorbentes, simplemente se incrementan los costos de energía y los que se ocasionan por efecto de la corrosión (Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS).

Por varios años estos solventes han sido utilizados exitosamente con ahorros considerables de energía, químicos y efectos sobre la corrosión. Cuando se especifica este tipo de solventes a una planta nueva, se pueden utilizar equipos más pequeños, diseñados específicamente para estos propósitos. La escogencia de solventes formulados tenderá a producir ahorros que oscilan entre 25 y 35 % en la inversión inicial y entre 25 y 50 % en energía durante todo el tiempo de vida 68

útil de la planta. Cuando se trata de plantas viejas se trata de un simple cambio de la solución vieja a uno de estos solventes sin hacer cambios a la planta y, por lo general, tampoco se requiere limpiar la unidad con químicos durante la parada. Estos solventes tienen una excelente estabilidad térmica y química con lo cual se elimina la necesidad del recuperador; tienen una muy baja tendencia a la formación de espuma y muy poca corrosividad con un 50 % (± 5%) de concentración en peso. Comparado con otros solventes químicos, las tasas de corrosión de las aminas formuladas son mucho menores. Las pérdidas de solventes son reducidas debido a su baja presión de vapor.

Cuando los solventes formulados se utilizan en instalaciones ya existentes, éstos proveen un aumento de la habilidad para remover gas ácido, es decir, permite incrementar la capacidad de tratamiento del gas e incluso tratar gases con composiciones de gas ácido mayores. Los solventes formulados son propiedad de proveedores específicos que ofrecen el producto. Las compañías que ofrecen estos solventes son Dow Chemical Company (que ofrece solventes formulados bajo el nombre GAS/SPEC), Hustsman Corporation (que comercializa solventes formulados para el tratamiento del gas bajo el nombre de TEXTREAT) y la Unión Carbide

Corporation

(que

comercializa

UCARSOL,

familia

de

solventes

formulados). Las empresas Coastal Chemical y Unión Carbide conjuntamente mercadean toda una familia de solventes formulados para el endulzamiento del gas natural, las cuales certifican que no hay cargos de ingeniería o pagos de patentes por el uso de sus solventes. En el fondo la patente, se paga al comprar el producto, cuya composición se desconoce. La única información que se conoce es que los solventes son hechos con MDEA como base.

4.4 Procesos con carbonato de potasio (K2CO3) También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25% – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, 69

pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

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 interfaces 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. 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 (Dr. Fernando Pino Morales. Apuntes de Gasotecnia).

70

CAPITULIO V ABSORCION FISICOQUIMICA

5.1 Proceso de absorción híbrido o mixto Los procesos de absorción híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración. La regeneración se logra por separación en múltiples etapas y fraccionamiento. Dependiendo de la composición del solvente, puede remover CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto. La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular se puede mantener dentro de los límites razonables (Kohl, A., y Nielsen, R., (1997).

5.2 Proceso con solventes híbridos o mixtos Solventes híbridos disponibles en el mercado incluyen Sulfinol-D (DIPA acuosa más sulfolane), Sulfinol-M (MDEA acuosa más sulfolane), FLEXSORB SE (aminas acuosas impedidas sin especificar más solventes físicos), y FLEXSORB PS (MDEA acuosa sin especificar más solventes físicos), Amisol (metanol con MDEA o dietilamina), y Selefining (metanol y tolueno). Los solventes híbridos permiten una mejor absorción de gases ácidos a altas presiones parciales, y tienen mayor solubilidad de COS y compuestos orgánicos de azufre de las aminas acuosas. La parte de la amina permite AGR bajo presiones parciales muy bajas. En general, los solventes híbridos son efectivos en un amplio rango de presiones parciales de gases ácidos a temperatura ambiente cercana. Sin embargo, se encuentran reportados muy pocos datos de absorción de gases ácidos empleando mezclas de

71

solventes de un físico y un químico. Por lo que en este capítulo solo se menciona una descripción breve de algunos procesos híbridos o mixtos.

5.2.1 Proceso Sulfinol El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40-40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación. Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos. Tabla 5.1 Ventajas y desventajas del proceso Sulfinol VENTAJAS

DESVENTAJAS

 Exhibe excelentes capacidades para la

 No es un proceso comercial, Jacobs

remoción de H2S y CO2. El sulfinol

Nederland

B.V.,

como la DEA tiene buena capacidad

Netherlands,

es

para remover gases ácidos a presiones

proveedores de licencias autorizadas

bajas, de 100 a 300 psi.

en nombre de Shell Research Ltd.

uno

Leiden,

The

de

tres

los

desde 1981. Hay que pagar derechos  El Sulfinol puede remover COS, RSR y

para poderlo aplicar.

CS2 sin degradación. La remoción de estos

contaminantes

es

debida

 El CO2 degrada la DIPA, aunque el

72

básicamente

a

la

presencia

del

sulfolano.

producto resultante se puede separar en un “rehervidor”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “rehervidor”

 La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos,

que trabaja al vacío en lugar de un “rehervidor” atmosférico.

especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción de COS, RSR o CS2.

 Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación.  Debido a la presencia del sulfolano se presenta

absorción

excesiva

de

hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.  Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160°F. Fuente: Kohl, A., y Nielsen, R., (1997).

El proceso de Sulfinol-D utiliza diisopropanolamina (DIPA), mientras que SulfinolM utiliza dietanolamina de metilo (MDEA). Los solventes mixtos permiten una mejor carga del solvente a altas presiones parciales de gases ácidos y mayor solubilidad del sulfuro de carbono y compuestos orgánicos de azufre que aminas acuosas.

El proceso de Sulfinol-D se utiliza sobre todo en los casos en que la eliminación selectiva de sulfuro de hidrógeno no es una preocupación principal, pero cuando la retirada parcial de compuestos orgánicos de azufre (mercaptanos y disulfuro de carbono) que se desea, por lo general en el gas natural y las aplicaciones de las refinerías. La configuración Sulfinol-D también es capaz de eliminar sulfuro de carbonilo a través de la solubilidad física en sulfolane y la hidrólisis parcial sulfuro 73

Tabla 5.2 Rendimiento de la unidad de desulfuración Sulfinol-M en Emmen, países bajos

DISEÑO Gas

de

la

ALTO H2S

BAJO H2S

alimentación,

MMSCFD

150*

150

H2S, mol%

------

0.44

% de C02, mol

------

4.25

Gasoducto

------

H2S3 ppm

60

62.4

60.8

Servicio

50 psi).  Limitado a bajas cantidades de hidrocarburos

temperatura.  Selectivo al H2S.

pesados.

 Remueve COS, CS2.

 No siempre cumple especificación requerida.

 No

 Alta afinidad de los hidrocarburos pesados y su

presenta

reacciones

químicas.

recuperación no es económicamente viable.

 Remoción global de gases

 Solventes más costosos que las aminas.  Opera a temperaturas muy bajas.

ácidos.

Tabla 6.2 Ventajas y desventajas generales del proceso con solventes químicos

VENTAJAS

DESVENTAJAS

 Afinidad hacia el CO2 y H2S.

 Presenta reacciones químicas.

 Buena capacidad de remoción.

 Presenta calor de reacción (calor

 Bajo costo.

exotérmico).

 Flexibilidad en el diseño y operación.

 Demanda de energía

 Alta eficiencia en la eliminación de

 Limitada carga de gas acido en la

gases ácidos.  Ampliamente aceptada

solución.  Corrosión y formación de espuma.

comercialmente.  Mejor estabilidad  Baja presión de vapor

81

Tabla 6.3 Ventajas y desventajas generales del proceso con solventes fisicoquímicos

VENTAJAS

DESVENTAJAS

 Capacidad para remover todos los

 Más bandejas en el contactor (30-40).

gases ácidos, CO2, H2S, COS; CS2 y

 Mayores volúmenes de gas de flash.

mercaptanos.

 Solubilidad de los hidrocarburos de alto

 Química ajustable y partes de la física.

peso molecular.

 Bajas tasas de corrosión.  Baja

tendencias

en

formación

de

espuma.  Pocos solventes en el rehervidor.  Funciones generales del condensador.  Degradación mínima en la formación del producto.

En la tabla 6.4, indica las áreas preferidas de aplicación para cada tipo de proceso, tanto la absorción química,

la absorción en un solvente físico y absorción fisicoquímica son las

técnicas de proceso adecuado para el tratamiento de gas de alto volumen de las corrientes que contienen sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Tabla 6.4 Lineamientos para la selección de H2S y CO2 y los procesos de eliminación

TIPO DE PROCESO

GAS ACIDO H2S

CO2

TAMAÑO

PRESIÓN

CAPACIDAD

DE PLANTA

PARCIAL

DE AZUFRE

Absorción química A

A

H

L

H

Absorción física

A

A

H

H

H

Absorción fisicoquímica

A

A

H

L

H

Fuente: R. W Bucklin and R. L Schendel Notas: A = aplicable, H = Alto, L = Bajo; línea divisoria entre la alta y baja es de aproximadamente 20 MMSCFD para demandar a la planta, a 100 psi para la presión parcial, y 10 ton/día de capacidad de azufre.

82

6.3 Selección del proceso En esta sección se realiza la selección del tipo de proceso, que se ajuste al caso descrito, considerando los siguientes aspectos generales de selección y de este modo reducir el rango de procesos viables:  Los tipos de impurezas a ser removidas. Para la aplicación del escenario descrito, se considera indispensable la remoción de Sulfuro de hidrogeno (H2S) por su efecto altamente corrosivo para los equipos y su efecto perjudicial al ambiente.  Grado de remoción de impurezas o características del gas deseado. Las especificaciones del contenido de H2S para el gas varían por la aplicación, el equipo y los proveedores. Sin embargo, el límite de azufre para los sistemas de turbina de gas es a menudo determinado por el compresor de gas, aguas arriba de la turbina, lo que puede tolerar sólo 75-100 ppmv. Esto se debe a que durante la mayor compresión se puede formar un líquido altamente corrosivo condensado. Por lo cual para efectos de emplear el gas en la generación de electricidad se requiere como límite de azufre entre 75 100 ppmv.  Volumen de gas a ser procesado y las condiciones de operación.  Disposición final de los productos. En la tabla 6.5 muestra una comparación de diferentes procesos con los problemas más frecuentes en la operación, así también como en su adquisición del proceso. La tabla 6.6 da una evaluación predictiva de la remoción de contaminantes de diferente solvente. En la tabla 6.7 ilustra los residuos generados en diferentes procesos de absorción para la eliminación del bióxido de carbono.

83

Tabla 6.5 Comparación del proceso de absorción TIPO

Absorción física

PROCESO

SOLVENTE

Selexol

Dimetileter de Polietilen-glicol Mezcla de Polietilen-glicol y Metil-isopropanoléter N-metil- 2pirolidona (NMP) Carbonato de Propileno Metanol Tri-n-butil-fosfato Monoetanolamina

Sepasol MPE

Purisol Solvente Flúor Rectisol Estansolvan

ESPUMA

CORROSION

EQUIPO EXTRA

AFINIDAD A LOS HIDROCARBUROS PESADOS X

REACCION QUIMICA

LICENCIA

X

X

X

X

X

X

X X

X X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X X

X X

X X

X X

(MEA) con aminas Absorción química

con carbonato de potasio (K2CO3) en caliente

Dietanolamina (DEA) Metildietanolamina (MDEA) La Trietanolamina (TEA) Diglicolamina Solventes Formulados (MDEA+) Carbonato de potasio

84

Absorción fisicoquímica

Proceso Sulfinol

Amisol Selefining Flexsorb

Urcansol LE

Sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), solvente químico (DIPA), agua Metanol con MDEA o dietilamina Metanol y tolueno Mezcla de aminas modificadas, solvente orgánico

X

X

X

X

X

X

X X

X X

X X

X

X

X

Nota: la mejor manera de reducir la formación de espuma en las torres regeneradoras y absobedoras es mediante la minimización de contaminantes en el solvente evitando el paso de contaminantes a través de la corriente gaseosa.

85

INTRODUCCION

Tabla 6.6 Evaluación predictiva de acuerdo a la remoción de contaminantes de cada solvente

TIPO

PROCESO

SOLVENTE

Selexol Sepasol MPE Absorció n física

Absorció n química

Absorció n fisicoquí mica

Dimetileter de Polietilen-glicol Mezcla de Polietilen-glicol y Metilisopropanol-éter N-metil- 2-pirolidona (NMP) Carbonato de Propileno Metanol Tri-n-butil-fosfato Monoetanolamina (MEA)

Purisol Solvente Flúor Rectisol Estansolvan

Dietanolamina (DEA) Metildietanolamina (MDEA) La Trietanolamina (TEA) Diglicolamina Solventes Formulados (MDEA+) Carbonato de potasio

Con aminas Con carbonato de potasio (K2CO3) en caliente Sulfinol

Sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), solvente químico (DIPA), agua Metanol con MDEA o dietilamina Metanol y tolueno Mezcla de aminas modificadas, solvente orgánico

Amisol Selefining Flexsorb Urcansol LE

CO2 X X

REMOCIÓN DE GAS ACIDO H2S RHS COS CS2 X X X X X X X X

X X X X

X X X X X

X X

X X

X X

X

X X

X X

X X X X X

X X X X X

X

X

X X X

X X X

X

X

X

X

X

X

X

X X -------

X X -----------

X X -----------

X X -------

X X -------

-------

-------

-------

Tabla 6.7 Residuos generados en diferentes unidades en el proceso de eliminación de CO 2 TIPO DE PROCESO

Absorción física

Absorción química

TIPOS DE CONTAMINATES QUIMICOS LIBERADOS AL MEDIO AMBIENTE PROPIOS

TRATAMINETOS/PROCESADOS

MANTENIMIENTO

CO2,COS,VOC,H2S

Peróxido orgánico, amalgama de mercurio,

Lodos, residuos de solventes /

CO2, NOX, VOC,

desengrasante

BTEX, HEI HEEDOX, CARBONATO, OXALATO

Lodos, residuos de solventes /

DE AMONIO, NOX VOC

desengrasante,

CO2,

NOX,

VOC,

SOX

residuos

de

inhibidores corrosión Absorción fisicoquímica

RHS, CS2, COS

BTEX, VOC

Residuos peligrosos

Fuente: R. W Bucklin and R. L Schendel

86

INTRODUCCION

A continuación se muestra un cuadro resumen, en el que se indica las características de cada tipo de proceso y las consideraciones precedentes, extraída de autores como: Kohl & Nielsen, Kidnay and Parrish, Campbell y GPSA. Tabla 6.8 Evaluación técnica de los tipos de procesos PROCESO DE

PROCESO DE

PROCESO DE

ABSORCIÓN

ABSORCIÓN

ABSORCIÓN

QUÍMICA

FÍSICA

FISICOQUÍMICA

Contacto en

El solvente

Alta capacidad de

contracorriente

absorbe el

reducir los niveles

Principio de

con una solución

contaminante

de los

acción

en la cual hay una

pero como gas en

contaminantes, y

substancia que

solución y sin que

bajos niveles de

reacciona con los

se presente

energía en los

gases ácidos

reacciones

procesos de

químicas

regeneración.

H2S, CO2, COS,

H2S, CO2, COS,

CS2 (remoción

CS2 y RSR

PROCESO

Remoción

REQUERIMIENTO

H2S, CO2

H2S, CO2

de:

global) Grado de

75 ppm de H2S

Hasta 4ppm H2S

Hasta 4 ppm H2S;

remoción

afinidad por

([H2S]salida)

hidrocarburos

20 MMSCFD

>20 MMSCF

>20 MMSCF

Pp50 psi, concentración baja de propano o más pesados.

Medio

Si

Si

Si

Si

regenerable

87

INTRODUCCION

Requerimiento de

No requiere

Hay que pagar

solvente y calor

“reclaimer”.

derechos para

de regeneración

Solvente más

poderlo aplicar

Variables de

costoso que las

costo

aminas. Uso de gas de despojamiento en el proceso de regeneración

Disposición

Derivar a la

Derivar a la

Derivar a la

final del gas

obtención de

obtención de

obtención de azufre

acido

azufre elemental

azufre elemental

elemental (unidad

(unidad Claus).

(unidad Claus).

Claus).

Aplica

No aplica

No plica

Conclusión Fuente: Gas Purification - Kohl & Nielsen Fuente: Campbell-Pag 2

A continuación se destaca la siguiente referencia bibliográfica que respalda esta evaluación del tipo de Proceso.  Kohl & Nielsen (1997), presenta una cuadro titulado: “Guía para la selección del proceso removedor de H2S y CO2”, el cual sugiere de manera práctica, la aplicación para cada tipo de proceso, y sostiene que los procesos de absorción en solución alcalina (solventes químicos: aminas) y en solvente físico (Selexol, Rectisol, Sulfinol), son adecuadas técnicas para el tratamiento de altos volúmenes de gas (mayores a 20 MMSCFD) y que contengan altas concentraciones de sulfuro de gases ácidos (mayor a 20 Ton/día). Del mismo modo, Campbell indica que los procesos con aminas fueron desarrollados para condiciones operativas de alta presión parcial y altas concentraciones de H2S.

De la evaluación anterior, cuya finalidad es la selección de un proceso concluyo que:

88

INTRODUCCION

Los procesos de absorción con solventes Físicos y Fisicoquímicos no aplican al escenario expuesto. Los procesos que pasan la evaluación son los que utilizan solventes químicos principalmente las aminas. Existen muchas variables o parámetros que hacen difícil la selección de un solvente, ya que dependiendo del grado de remoción de algún contaminante en específico se adapta el solvente y determina el diseño del proceso. Otro factor muy importante es la zona geográfica, en donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento, esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en temporadas de calor, no puedan ser menores de 135 – 140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos y fisicoquímicos ya que estos procesos operan mejor a temperaturas muy bajas. Otro punto por la que omitimos estos procesos es el aumento de bandejas en el contactor (30 – 40), solventes con temperaturas muy bajas, alta afinidad hacia los hidrocarburos pesados y presiones altas

esto

requiere de más energía y por lo tanto implica más costos. La remoción excesiva de gases ácidos es una desventaja en cuanto al comercio del gas natural. Porque según la literatura hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida para controlar su poder calorífico y mercaptanos para darle olor en cuestión de seguridad,

también para que el gas natural sea

comercialmente viable, tomando en cuenta la normatividad. De acuerdo a las evaluaciones anteriores de la remoción de gases ácidos las aminas son económicamente aceptables. Tabla 6.7. Problemas operativos y cambios de calidad en proceso: aminas     

MAYORES INCONVENIENTES EN PLANTAS DE AMINAS:

El gas no sale en especificación (*) Espumas(*) Perdidas no mecánicas Corrosión

(*) Exigen acciones rápidas



FACTORES PRIMARIOS:

89

INTRODUCCION    

Carga acida amina rica y pobre (real vs. diseño) Concentración de amina (real vs. diseño) Cambios en composición del gas respecto de la original De diseño, H2S / CO2 y especies de azufre 

FACTORES SECUNDARIOS:

CONTROL DE CALIDAD

PROBLEMAS OPERATIVOS



Hidrocarburos y ácidos orgánicos (jabones)

Espumas



Químicos de tratamientos de pozos

Espumas



Espumas



Sólidos suspendidos (FeS, Carbón, óxidos coloidales) Agua de dilución de mala calidad



Formación nieblas

Falla demisters



Concentración Amina fuera diseño

Pérdidas



Degradación por oxigeno, descomposición por temperatura Cargas ácidas optimas: ricas: 0,35 - 0,45 pobres: 0,01 - 0,15 Sales térmicamente estables

Pérdidas

 

Espumas/Corrosión

Corrosión por flasheo Corrosión

Fuente: Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.

6.4 Componentes utilizados en el endulzamiento del gas natural con aminas 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 (Escuela de Ingeniería de Petróleo UDO_ MONAGAS). El absorbedor o contactor. Este aparato está formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la 90

INTRODUCCION

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 la 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, y por ende la eficiencia de los procesos, que dependen del endulzamiento, ya que otros procesos, serán severamente afectados, por la ineficiencia del proceso de endulzamiento. 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 lb/ft3min., y se opera a una presión de 75 lb/ft3min. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución. 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 190 °F. 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. 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 sirve para suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica. 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 91

INTRODUCCION

con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas. 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, de tal forma que el proceso pueda realizarse sin mayores problemas operacionales. 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. 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. Filtros. Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas. 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 10°F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.

92

INTRODUCCION

CONCLUSIONES

El presente trabajo no pretende citar todos los solventes disponibles para el proceso de endulzamiento de gas natural, ni todas las variables o parámetros en una planta de tratamiento, sino simplemente en hacer hincapié en algunas que se consideraron muy importantes, a los efectos de destacar que existen diversas alternativas técnicas disponibles para el endulzamiento de gas natural.

El gas natural es un combustible de gran importancia en México y el mundo, es la energía primaria que debido a sus características combustibles, se le ha dado una amplia gama de aplicaciones que van desde el uso doméstico hasta las diversas ramas industriales. Para que este combustible pueda ser utilizado es conveniente que pase por un proceso de purificación, que es denominado endulzamiento ya que el gas tal como es extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables como el ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y agua, los que ocasionan contaminación, corrosión y restan poder calorífico al gas.

Como primer criterio para la selección adecuada del proceso de endulzamiento con solventes, depende la composición del gas natural. No existe una composición que se pueda tomar para generalizar los componentes del gas natural. Puede variar el tipo de yacimientos en el que se localice, la profundidad, la ubicación y las condiciones geológicas del área. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener componentes diferentes entre sí. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se debe hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales. Un segundo criterio también serian las variables de cada proceso, para acondicionar el solvente y la recuperación del mismo. Por años los solventes han

93

INTRODUCCION

sido utilizados exitosamente con ahorros considerables de energía. Cuando se especifique el tipo de solvente a una planta nueva se puede utilizar equipos más pequeños que son diseñados para estos propósitos.

94

INTRODUCCION

BIBLIOGRAFÍAS

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