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INGENIERIA PETROLERA

TECNOLOGIA DEL GAS NATURAL II

DOCENTE: ING. MARIO DAZA BLANCO

DESHIDRATACION Y ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL INTRODUCCION En la comercialización y el transporte del gas natural, la calidad de éste tiene demasiada importancia, ya que el gas natural destinado para este propósito debe cumplir con ciertos requerimientos y con ciertas especificaciones, ya reglamentadas (1) . En la mayoría de los casos es necesario extraer del gas los líquidos que contiene, tales como agua e hidrocarburos licuables y otros gases no deseados que acompañan al gas natural, gases contaminantes como el dióxido de carbono o el sulfuro de hidrógeno, entre otros. Estos tratamientos se pueden considerar bajo dos grandes grupos: a) acondicionamiento para el transporte o proceso mediante el cual se pone al gas en condiciones óptimas para lograr una máxima eficiencia en su transporte, es una tarea inevitable, ya que el gas proveniente de baterías separadoras de petróleo se encuentra saturado de agua y gasolina y, seguramente contendrá también petróleo líquido. Durante el calentamiento del petróleo en las baterías, se produce la volatilización de los hidrocarburos más livianos y cuando esto ocurre antes de un separador, estos derivados livianos saldrán por la parte superior del separador en forma de gas y luego, con el enfriamiento natural dentro de las líneas, se condensará pasando al estado líquido, lo que traerá problemas en el transporte. b) tratamiento o proceso en el cual se elimina del gas todo aquel elemento contaminante o impurezas que no admitan los equipos donde se utilizará o estén por encima de los valores admitidos por normas y reglamentaciones. El tratamiento dependerá de los posibles contaminantes presentes en el gas Por estos motivos se implementan Plantas de Tratamiento de Gas para adecuar el gas natural a las especificaciones requeridas y/o para la separación de productos comercializables como el Gas Licuado. Las particulares características de algunas mezclas de gases, también comprometen al inicio de la fase de tratamiento. DETERMINACIÓN DEL PUNTO DE ROCÍO No interesa tanto conocer las cantidades máximas admisibles de vapores en el gas, tanto sea de agua como de gasolina, sino saber a qué presión y temperatura se produce la condensación. Esta temperatura es la que se llama “Punto de Rocío” y se define de la siguiente manera: «Punto de rocío es la temperatura a la cual condensa la primer gota de líquido cuando a una mezcla constituida por un vapor y un gas se la enfría a presi6n constante». De lo anteriormente expuesto surge que dos son los parámetros a fijar y son los denominados: a) Punto de Rocío de Agua. b) Punto de Rocío de Hidrocarburos. Ambos son medidos en grados centígrados. Es de destacar que los valores citados son sólo ejemplos, y susceptibles a variaciones según sea en época estival o invernal. En esta última es cuando mayores deben ser los controles, no sólo por las bajas temperaturas a que está sometido el gas sino también porque es cuando se tiene mayor demanda. En el

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transporte de importantes gasoductos y a fin de asegurar la calidad del gas inyectado, se efectúan controles periódicos de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos. La medición de campo se efectúa mediante el método de Bureau of Mines, que consiste en la determinación directa mediante un aparato, de los puntos de rocío de agua e hidrocarburos. Dicho instrumento tiene una cámara de presión para contener el gas, con su correspondiente válvula para controlar el pasaje de mismo. Un visor de plástico transparente permite la observación del interior de la cámara y de un espejo sobre el cual se produce la condensación del vapor contenido en el gas, cuando al mismo se lo enfría gradualmente mediante la expansión del gas propano en una cámara adyacente. El punto de rocío será la temperatura leída simultáneamente cuando se observa la condensación sobre el espejo, a la presión a que esté sometido el gas en ese momento. Cuanto menor sea el contenido de agua, menor va a ser la temperatura a la que inicie la condensación, a igual presión. Existen en el mercado otros instrumentos electrónicos que dan con alta precisión directamente el dato de temperatura y cantidad de agua contenida, por unidad de volumen de gas. El gas en su flujo tiene como se ha visto contenidos de agua y gasolina. La gasolina, se supone que ha sido retenida y eliminada por el proceso de condensación al que fue sometida, luego le quedará el agua que será necesario eliminar. El primer paso para saber de que manera o en que magnitud contiene agua, es conocer la cantidad de agua por unidad de volumen de gas y una forma de determinarlo, es mediante la lectura del punto de rocío o dew point del gas. El punto de rocío será entonces, el momento en que el agua contenida en el gas comienza a condensarse en valores de presión y temperatura conocidos. Como ejemplo, el aparato medidor de este parámetro se compone de un visor, un espejo y un gas refrigerante en una cámara de expansión de tal manera que se hace pasar el flujo del gas a medir frente al espejo y se refrigera bajando lentamente la temperatura (se lee en el termómetro instalado en contacto con el espejo) hasta que se comience a empañar el espejo. La presión y la temperatura de ese momento es precisamente la medición del punto de rocío, que es el punto donde se inicia la condensación bajo esas condiciones. Con cualquiera de los métodos, se podrá determinar el tipo y forma de tratamiento o bien la eficiencia del mismo, en una planta deshidratadora de gas en operación. El contenido de agua aceptable para la comercialización y el transporte, está regido por normas de asociaciones internacionales y por convenios entre empresas. (1) Algunos límites se colocan en: CONTENIDO DE AGUA - 1,5 litros de agua por cada 10.000 [m 3] gas o 7 [lbagua /MMscfgas] CONTENIDO DE IMPUREZAS H2s: 0.25 [g/100scfGAS]

CO2 y N2: 2 % [molar] [molar]

O2: 0,2 %

DESHIDRATACION DEL GAS NATURAL La eliminación del agua contenida en el gas o deshidratación, se efectúa con un proceso muy generalizado, denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente DESHIDRATACION Y ENDULZAMEINTO DEL GAS NATURAL

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que sea altamente absorbedor del agua. En este caso, este agente absorbedor estará en estado líquido. RAZONES PARA DESHIDRATAR EL GAS NATURAL a) GAS NATURAL + AGUA

HIDRATOS

b) GAS + AGUA + H2S + CO2

CORROSION

c) AGUA CONDENSADA

INCRUSTACIONES

d) VAPOR DE AGUA PODER CALORIFICO TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR EL GAS NATURAL 1. Absorción, desecantes líquidos, higroscópicos (glicoles) 2. Adsorción, desecantes sólidos absorbentes (tamiz molecular, sílica gel, aluminatos) 3. Expansión, reduciendo la presión del gas (válvulas de expansión). 4. Cloruro de calcio 5. Inyección, bombeando un líquido reductor del punto de rocío (metanol). También se encuentran los siguientes procesos: 1) Procesos intermitentes – Batch proceses (Hierro esponja, Sulfacheck, Soda Caustica, etc.). Limitado para remover bajas cantidades de S y diseñado para bajos caudales. 2) Soluciones acuosas mixtas (mezclas de aminas, solventes físicos y agua, Sulfinol, Ucarsol,Flexorb y Optisol). Para altas concentraciones de S. 3) Solventes físicos (Selexol, Rectisol, Purisol). Regeneran sin calor. Deshidratan al mismo tiempo. 4) Soluciones de carbonato de potasio calientes (Hot Pot, Catalarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke). Analogía química a solventes físicos. 5) Oxidación directa de sulfuro (Stretford, Sulferox Lo Cat). Eliminan emisiones de H2S. La absorción y adsorción son usados en más del 90% de las aplicaciones en tierra. ABSORCION La eliminación del agua contenida en el gas o deshidratación, se efectúa con un proceso muy generalizado, denominado “de absorción física” que básicamente consiste en hacer tomar contacto al gas húmedo con una corriente de algún agente que sea altamente absorbedor del agua. En este caso, este agente absorbedor estará en estado líquido. Este proceso se realiza por dos procedimientos de diferentes características, no obstante la regeneración del glicol se realice con los mismos principios o equipos. Las posibilidades de absorción física son por Torre de Contacto de Glicol, donde los flujos a contracorriente de glicol y gas se encuentran en una torre, recuperándose cada uno por diferentes descargas; o por Inyección de Glicol, donde el mismo se inyecta en un punto del curso de gas, recuperándose luego de un proceso de frío, en un separador trifásico. Por su alta capacidad higroscópica (afinidad con el agua, gracias a los puentes de hidrogeno) se utilizan glicoles para la deshidratación del gas natural. Esta capacidad está directamente relacionada con la concentración de la solución agua y glicol. El glicol es un producto químico orgánico, de la familia de los alcoholes, que naturalmente tiene gran avidez por el agua; es prácticamente imposible mantenerlo en máxima pureza en contacto con el ambiente porque absorbe la humedad del aire. Esta importante propiedad es aprovechada para estos procesos de DESHIDRATACION Y ENDULZAMEINTO DEL GAS NATURAL

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deshidratación, porque además son muy estables, con una elevada temperatura de degradación, de tal manera que los convierten en óptimos para ponerlos en contacto con gases reteniendo el agua contenida en cualquiera de sus formas. Existen tres compuestos glicoles muy utilizados, el etilenglicol, el dietilenglicol y el trietilenglicol. La temperatura máxima a la que se puede someter el etilenglicol y el dietilenglicol, es de 165[°C] (328[°F]) y para el trietilenglicol este valor es de 205[°C] (404[°F]), temperaturas que deben respetarse rigurosamente en la operación cuando se regenera el glicol, porque de no ser así se degradaría cambiando su estructura química inutilizándose como absorbente. La concentración del glicol no debe estar por debajo del 98,5% y el estado óptimo de máximo rendimiento es de 99,5.

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La absorción por TEG es la más común en las plantas gasíferas de todo el mundo, debido a su alto rendimiento y eficiencia. Los glicoles de etileno, dietileno, trietileno y tetraetileno corresponden a los valores de 1, 2, 3 y 4 para n, respectivamente. El glicol (Trietilenglicol TEG), en su proceso de absorción (deshidratación del gas), se presenta en dos estados que son: � Glicol Pobre.- Es el glicol puro, de fábrica o ya regenerado que mantiene un alto porcentaje de su pureza inicial (96–98%), está en el tanque de surgencia del circuito de regeneración, de donde a un determinado caudal y temperatura va hacia la torre contactora a cumplir con su función de absorción. � Glicol Rico.- Es el glicol que ha sobresaturado sus moléculas con agua presente en el gas que fluye en sentido inverso en la torre contactora, tiene una pureza de 91-93% aproximadamente; Luego sufre un proceso de regeneración para adquirir sus condiciones iniciales y llegar al tanque surgencia e iniciar un nuevo ciclo.

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PROCEDIMIENTO

La planta deshidratadora está constituida por dos equipos mayores básicos: una Absorbedora en la cual, por contacto, en contracorriente, a baja temperatura y alta presión, el TEG pobre absorbe la humedad del gas de alimentación, y una Regeneradora en la cual el TEG rico cede el agua a alta temperatura y baja presión, regresando luego a la primera unidad para reiniciar el ciclo Secado/Regeneración. El trietilenglicol que fluye por la torre en contracorriente con el gas es filtrado, regenerado en los tanques de calentamiento y vaporización a 350 [°F] y bombeado a la torre. El gas parcialmente deshidratado pasa por el separador horizontal, el cuál separa partes de glicol que pudo arrastrar el gas, para ir a las cribas moleculares y absorber el porcentaje sobrante de agua. El glicol es sometido a calentamiento en el equipo regenerador, el cual emplea gas como combustible. De esta forma se logra la evaporización del agua presente, obteniendo glicol pobre en agua, el cual es reintroducido en el sistema por medio de las bombas a pistón, las cuales alcanzan presiones de hasta 1160 [psi] y 100 [°F]. El contenido de agua a la salida de la corriente de gas de la torre contactora de glicol es de 6,8 [Lbs/MPC]. También la absorción por TEG, cuenta con un ciclo de regeneración del mismo, el gas que sale de la torre contactora, se denomina glicol rico, este inicialmente va hacia la bomba, la cual permite bombear hacia un tanque de calentamiento y vaporización a 375 [°F], donde se evapora el agua atrapada y el gas que se encuentra en solución se va a un tanque de flasheo, donde es separado. El TEG de ahí va hacia unos filtros mecánicos y posteriormente pasa a un filtro de carbón activado, para finalizar en un tanque de almacenamiento, de este sale el TEG pobre

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que inicialmente pasa por un intercambiador Aire - TEG, para después iniciar el ciclo de nuevo ingresando a la torre contactora de glicol. PROCESO TEG La deshidratación con glicol involucra la absorción del agua del gas natural por el glicol a presión alta y temperatura baja y la reconcentración del glicol a presión baja y temperatura alta. El secado ocurre en el absorbedor. El resto de los equipos eliminan el agua del glicol para reciclarla, este proceso es todo un ciclo. Una de las causas para la pérdida del glicol ocurre en la regeneración, para ello se debe tomar en cuenta varios factores, no solo para la pérdida, sino también para evitar su deterioro, éstos pueden ser: � � � � �

PH bajo Demasiado alta la temperatura de regeneración del glicol Contaminaciones de todo tipo Formación de espuma Etc.

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ABSORCION FISICA POR INYECCION El tipo de instalación que se describirá a continuación permite cumplir los dos objetivos del acondicionamiento simultáneamente, la deshidratación y el desgasolinaje, y son las llamadas «Dew Point” o Plantas de Ajuste de Punto de Rocío. Básicamente el proceso consiste en provocar la condensación del vapor de agua y de los hidrocarburos pesados mediante enfriamiento. Observando las curvas temperatura de rocío del agua se ve claramente que la condensación se favorecerá a altas presiones. Es evidente que esta sencilla operación necesita de otro agente a efectos de impedir la formación de hidratos en la instalación al reducir considerablemente la temperatura del gas, a tal fin se utilizan los glicoles, por su doble acción, como absorbente y como anticongelante. Atendiendo las bajas temperaturas de trabajo el más apto es el monoetilenglicol. Soluciones al 70% son altamente higroscópicas y de muy bajo punto de congelamiento. Se puede decir que prácticamente soluciones que oscilen entre el 60% y 80% no congelan. Por lo general en éste tipo de Plantas, se encuentran instalados intercambiadores Gas-Gas que optimizan el rendimiento de la misma, calentando el gas de salida merced al enfriamiento del gas de entrada. Una solución de monoetileneglicol pobre, es inyectada antes y en el intercambiador gas-gas. El gas es dirigido a un enfriador (chiller) que constituye el evaporador de un ciclo frigorífico, donde se lo lleva por debajo del punto de rocío establecido para su inyección a gasoducto. El líquido posteriormente es extraído en un separador de alta presión de tres fases comúnmente llamado trifásico o separador de frío, donde la fase gaseosa constituye el llamado gas residual seco que se envía a gasoducto o al proceso restante. La fase líquida se subdivide en dos, una constituida por la solución glicol-agua y la restante por gasolina, debido a la inmiscibilidad de ambos y su apreciable diferencia de densidad, son fácilmente separables. La corriente de glicol enriquecido con agua es enviada a la Planta Regeneradora o Rectificadora, donde a presión atmosférica y mediante la entrega de calor, se la despoja del agua absorbida. La gasolina obtenida en estas condiciones contiene apreciable cantidad de hidrocarburos livianos, como ser propano y butano, razón por la cual se los debe eliminar de la misma, transformándola en gasolina estabilizada. El propano y butano se puede inyectar a gasoducto ó separarlos para su utilización como gas licuado de petróleo. La experiencia ha mostrado que este tipo de instalación es muy confiable y ofrece resultados satisfactorios. Los problemas más comunes son más bien de carácter mecánico y fácilmente solucionables a saber: a.- Deficiente pulverizaci6n del glicol en su inyección, con lo que no se consigue un contacto intimo glicol-gas. Debe revisarse el diseño del inyector o su control periódico. En algunas oportunidades, el desplazamiento de carbón activado de los filtros de la Planta Regeneradora, origina el taponamiento de los inyectores. b.- Problemas de separación de condensado en el separador trifásico, generando arrastres de condensados y glicol al circuito posterior. Esta dificultad se mejora no

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sobrepasando los caudales de diseño, evitando disminuir el tiempo de residencia de los fluidos en el separador y respetando los adecuados niveles de operación. Los dos sistemas de absorción por contacto del flujo de gas con el TEG en la torre, o por inyección de MEG en el flujo, para un posterior enfriamiento, separación y recuperación; requieren de estar complementados con un sistema que regenere éste producto absorvedor, separando y eliminando la mayor parte del agua contenida. Ambos equipos de rectificación o Planta Regeneradora son similares, y se basan en elevar la temperatura de la mezcla hasta valores suficientes para evaporar el agua y no el glicol, eliminando el agua en forma de vapor.

ADSORCION El segundo caso es con el uso de otro absorbente del agua en estado sólido, que es el sílica gel también regenerable para el reciclaje. Los desecantes granulares son generalmente sílica gel o alúmina activada. El primero es un material altamente silíceo en forma de partículas sumamente irregulares, con densidad variable de 45 a 55 [lb/pie3]. DESECANTES Y APLICACIONES Se pueden utilizar varios productos adsorbentes, cuya selección dependerá del tipo de problemas y de las condiciones de operación. Los desecantes granulares son generalmente sílica gel o alúmina activada. El primero es un material altamente silíceo en forma de partículas sumamente irregulares, con densidad variable de 45 a 55 Lb/pié3. Las capacidades de adsorción son variables, pudiendo inicialmente retener 20 libras de agua por cada 100 libras de desecante. Sin embargo, ésta capacidad decrece

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rápidamente al 10% y de allí lentamente hasta que llega el momento de su reemplazo. La duración de los desecantes dependerá de la aplicación a que se los someta. Bajo condiciones ideales puede durar hasta 10 años, bajo condiciones muy rigurosas puede requerir de su reemplazo en el término de menos de un año. Se debe considerar, que además de dañarse con los hidrocarburos pesados, las capas desecantes pueden ser contaminadas con SH2 en presencia de oxígeno y NH3 en presencia de CO2. El sistema es aplicable cuando se pretende un contenido de agua menor a 1 libra por millón de pies cúbicos standard. Observando un cuidadoso diseño, pueden obtenerse Puntos de Rocío cercanos a los –90°F. El flujo principal entonces, continúa hacia la torre seleccionada (en éste caso la N°1), donde se adsorberán los vapores de agua, para seguir su curso hacia el resto del proceso. El flujo de regeneración por su parte, es tomado aguas arriba de la válvula reductora, y por diferencia de presión con el sector aguas abajo, circula hacia ésa conexión pasando por un calentador primero, la otra torre (N°2) en contracorriente permitiendo la remoción de la humedad retenida anteriormente, para condensarla a su posterior paso por un enfriador, y finalmente separarla en un depurador desde donde será eliminada. El gas ya sin presencia de agua en estado líquido, se reciclará hasta la conexión mencionada, aguas debajo de la válvula reductora de presión. En otra de las posibilidades particulares del proceso (figura en la página siguiente), el gas de regeneración es tomado de la salida de gas seco de la torre en uso, calentado, circulado por la torre a regenerar, posteriormente enfriado y separada el agua, para ser comprimido y reinyectado a la entrada del sistema.

CRIBAS MOLECULARES En esta sección se separa de la corriente gaseosa el último resto de agua rrastrada, previo al ingreso a la sección criogénica de la unidad. El contenido máximo de humedad del gas de alimentación es saturado (debe ser de 7 Lb/MMSCF) y la concentración de dióxido de carbono no debe superar el 2,75 % molar, según diseño. El separador consiste en un lecho de tamices moleculares, en el cual son adsorbidas selectivamente las moléculas de agua, permitiendo el paso de los hidrocarburos. La adsorción del agua en el tamiz molecular continúa hasta que no queden sitios disponibles sobre la superficie del adsorbente para alojar moléculas de agua. En este punto el lecho está saturado, y debe regenerarse para recuperar su capacidad de retener la humedad. Con el fin de garantizar una operación contínua, la unidad posee dos columnas rellenas con los tamices moleculares, de forma tal que mientras en una de ellas tiene lugar el proceso de adsorción, en la restante se regenera el lecho. Los tamices moleculares son cristales que están formados por silicio de aluminio producidos sintéticamente (cerámica sintética) con moléculas de sodio (Na) en los vértices de los cristales, que sirven como poros de abertura para atrapar el agua al paso del gas. La unidad de deshidratación de cribas moleculares está diseñada para remover virtualmente toda el agua permaneciente desde la entrada del gas. DESHIDRATACION Y ENDULZAMEINTO DEL GAS NATURAL

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Un sistema de dos camas asegura que una siempre este deshidratando mientras la otra esta regulando. La adsorción está compuesta por una sílica alúmina que sustrae y tiene 3 distintas fases cada ciclo. 1. Ciclo de Adsorción.- El gas entra a la unidad y se mezcla con el gas de reciclo volviendo desde la entrada del sistema de estabilización. El gas combinado es entonces dirigido a través del cambio de válvulas de la parte superior del secador de las cribas moleculares (V-251 o V-252) que esté en el ciclo de adsorción. Cada una de las cribas moleculares secadoras (V-251/525) contiene una reja de apoyo con un arreglo de acero limpio (tela de alambre. Las camas son llenadas con la siguiente lista que se presenta a continuación. a) 16Ft3 (6’’ layer) de ½’’ de bolas cerámicas b) Pantalla flotante de acero limpio (trasladable) c) 10.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 4 x 8 Mesh d) 9.000 Lb. de tamices moleculares 4 A, 8 x 12 Mesh e) 8 Ft3 (3’’ layer) de 1/8’’ bolas cerámicas f) 8 Ft3 (3’’ layer) de ¼’’ bolas cerámicas.

Fotografía 3: Camas para las cribas

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El vapor de gas es adsorbido hacia la superficie de los tamices. Los tamices son una sustancia cristalina de alúmina de silicato de quién la estructura molecular contiene agujeros con el tamaño de una molécula de agua. Estos agujeros tienen una alta afinidad al funcionamiento normal de temperatura para atraer y capturar las moléculas de agua (Adsorción). A altas temperaturas alrededor de 400 °F, la fuerza de atracción se rompe y las moléculas de agua se sueltan (Regeneración). Esta es una reacción física reversible, no una reacción química irreversible, y por consiguiente los tamices moleculares pueden estar sujetos a este ciclo hasta su degradación. Cada torre es controlada automáticamente para permanecer en el proceso por 12 horas y entonces ser regenerado por calentamiento por un periodo de 8 horas y enfriada por un periodo de 3,5 horas, resultando en 0,5 horas el periodo de standby. El caudal de gas seco se dirige hacia la unidad criogénica. La humedad del gas secado es monitoreado y grabado por el sistema para asegurar que el punto de rocío del gas esta debajo de los –100 °F. Normalmente habrá un punto de rocío de –200 °F con un nuevo tamiz molecular y un punto de rocío de –165 °F con un viejo tamiz. El punto de rocío del agua es necesario para prevenir el congelamiento y el hidratamiento de la formación en la sección criogénica de la planta. 2. Ciclo de Regeneración.- Durante la operación, una torre de cribas moleculares estará en el ciclo de adsorción mientras la otra estará en el ciclo de regeneración. El ciclo de regeneración consiste en tres pasos fundamentales: 1) Calentamiento (Dirige la humedad fuera de las cribas) 2) Enfriamiento (Devuelve a la cama la temperatura de entrada) 3) Standby (Esperar a que vuelva al servicio)

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Calentamiento.- El propósito del ciclo de calentamiento es el de calentar el tamizmolecular a 450 – 500 °F dirigiendo toda la humedad adsorbida en el tamiz durante el ciclo de adsorción. Enfriamiento.- El flujo de gas sin calentar pasa a través de la misma ruta como la del calentamiento del gas, enfriando la torre de cribas y su contenido. El ciclo de enfriamiento es completado cuando la temperatura de las camas cae dentro de 10 a 15 °F de la temperatura de entrada del gas. Una ves la torre de Cribas moleculares se encuentra fría, ésta esta lista para volver a servicio. Stand by.- Es el tiempo de espera que se da por si la torre adsorbedora no ha terminado su ciclo todavía.

ENDULZAMENTO DEL GAS Componentes ácidos Muchos gases naturales disponibles para el procesamiento, manifiestan contenidos de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) (ácido sulfídrico) o Dióxido de Carbono (CO2) (anhídrido carbónico), aunque existen otros gases nocivos como los Mercaptanos (RSH), el Disulfuro de Carbono (CS2) o el Sulfuro de Carbono (COS). Es normal encontrar los primeros, presentes en la mezcla superando los valores admitidos por las normas de transporte o Seguridad Ambiental o Personal. Por ésta razón, y por los daños que producen en equipos y cañerías al ser altamente corrosivos bajo ciertas condiciones, se hace necesario removerlos. Remover los componentes que hacen que un gas sea ácido entonces, se denomina endulzar el gas.

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La selección de un proceso de endulzamiento, generalmente realizada dentro de un contexto de relación costo-beneficio, dependerá de varios factores:         

Tipo de contaminantes a remover. Concentración de los contaminantes y grado de remoción requerido. Selectividad requerida. Cuando se trate de sulfuros, si se requiere la recuperación de azufre como tal. Analisis detallado del gas. Temperatura y presión de operación. Locacion o ubicación del pozo. Regulaciones medioambientales. Contratos de venta, etc.

Tipos de Proceso

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AMINA El compuesto usado actualmente en la unidad de remoción de dióxido de carbono en la Planta procesadora de gas natural – Carrasco es el Dietanolamina (DEA), por su alta eficiencia en la remoción del CO2. Entre sus características tenemos: Punto de inflamación: mayor a 200 °F (93 °C) Presión de vapor: menor de 0,01 mm Hg a 68 °F Temperatura de ebullición: 518 °F Temperatura de fusión: 82 °F Entre los impactos del funcionamiento de la planta de Amina tenemos: Emisiones a la atmósfera a) Gases de combustión provenientes del equipo que funciona a gas natural. b) CO2 removido del gas natural que es venteada la atmósfera. FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA SELECCIÓN DE UN PROCESO Los factores más importantes que se toman en cuenta en la selección de un proceso son: � Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidos a H2S, CO2, COS, RSA (Mercaptanos), etc. � Tipos y concentración de las impurezas del gas ácido. � Especificaciones del gas residual (gas dulce). � Temperatura y presión del gas ácido y del gas endulzado. � Volumen del gas que se va a procesar. � Corrosión. � Fracción molar de los hidrocarburos del gas. � Requerimientos de selectividad. � Costos de capital y de operación. � Especificaciones de los productos líquidos.

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SELECCIÓN DEL PROCESO Antes de seleccionar un proceso, se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas residual. a) MEA (monoetanolamina).- Es la más reactiva de las etanolaminas. Se usa preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO 2 y del H2S. Es útil en aplicaciones donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada sea baja. La presión de vapor de la MEA es mayor que las otras aminas a la misma temperatura, lo cuál podría producir mayores pérdidas por vaporización. Su porcentaje por peso de MEA en la solución se limita al 15%, por tal razón se requiere cantidades considerables de calor, con una temperatura de ebullición de 392 °F. b) DGA (Diglicolamina).- Se usa en el proceso Fluor Econamina. El DGA es una amina primaria, como la MEA, en cuanto a la reactividad; pero de mejor estabilidad y baja presión de vapor, lo cual permite concentraciones relativamente altas. Su desventaja se explica porque es más costosa y cuando están presentes el CO 2 con COS y CS2, da productos de degradación que no son renovables. La solución típicamente utilizada es 65 % por peso DGA o más alta, su temperatura estable es de 400 °F. c) DEA (Dietanolamina).- Es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la concentración se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cuál las pérdidas de solución de amina por evaporización son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión.

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La TEA (trietanolamina), por ejemplo no se recomienda debido a su baja capacidad para la absorción de CO2, su baja reactividad y su estabilidad muy pobre. Sin embargo se usan cuando se requieren alta selectividad hacia el H 2S. La DEA es ligeramente más débil que la MEA y los productos de la reacción no son corrosivos. d) MDEA (Metildietanolamina).- Es una amina terciaria que funciona lentamente con el CO2, por lo cuál, para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación es en la remoción selectiva del H2S, cuando ambos gases están presentes (CO 2 y H2S). Una ventaja de la MDEA, para la remoción del dióxido de carbono es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación instantánea. Una desventaja es la necesidad de usar absorbedores muy altos. La A-MDEA o MDEA activada, es la adición de una amina secundaria como activador, acelera la absorción cinética del CO 2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos. La regeneración parcial de la solución puede ser afectada por la evaporización de la solución rica. Las condiciones de operación pueden ser las siguientes: presión del absorbedor de 1750 Psi y temperatura de absorbedor de 104 a 194 °F. Uno de los materiales más comúnmente usados para la remoción de los gases ácidos es una solución de monoetanolamina (MEA – derivado del amoníaco). Otros químicos usados para remover gases ácidos son la dietanolamina (DEA) y el Sulfinol (mezcla de sulfolano, disopropanolamina y agua). Los dos primeros productos químicos remueven los gases ácidos a través de una reacción química, mientras que el Sulfinol trabaja sobre la base de una reacción química más una absorción física. Las llamadas aminas selectivas (ej. MDEA), absorben preferentemente SH2 sobre CO2. Las aminas formuladas, son ofrecidas por diferentes firmas de tecnología de procesos, preparadas en base a MDEA, que mejoran las perfomances en las plantas de tratamiento.

CORROSION Las corrientes con alta relación H 2S/CO2 son menos corrosivas que las que tienen muy poca cantidad de H2S en presencia de CO2. Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador de calor (amina rica, amina pobre) y el regenerador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan. También son propensos a la corrosión el condensador y el acumulador. Muchos problemas de corrosión pueden evitarse con el empleo de inhibidores, además de las prácticas operacionales que reducen su efecto, las cuales se citan a continuación: � Utilización de temperaturas lo más bajas posibles en el rehervidor. � Si se dispone de medios, se sugiere calentar los fluidos poco a poco, en lugar del calentamiento rápido, utilizando fuego directo. � Minimizar los sólidos y productos de degradación. � Mantener el sistema libre de oxígeno, con precisiones positivas en los tanques y en las succiones de las bombas. � Usar agua desionizada o condensada para la reposición “make up” � Limitar la concentración de la solución endulzadora a los niveles mínimos requeridos para el tratamiento. � Mantener adecuado nivel de burbujeo en los tubos del rehervidor. FORMACION DE ESPUMA DESHIDRATACION Y ENDULZAMEINTO DEL GAS NATURAL

UNIV.: CARLOS ALBERTO TORRICO BORJA

INGENIERIA PETROLERA

TECNOLOGIA DEL GAS NATURAL II

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Un repentino incremento en la presión a través del absorbedor indica formación de espuma. Cuando esto ocurre, existe un contacto pobre entre el gas y la solución endulzadora utilizada. El resultado es una reducción en la capacidad de tratamiento y de la eficiencia del endulzamiento. Las razones principales de este efecto son: � � � � � � �

Sólidos en suspensión. Ácidos orgánicos. Inhibidores de corrosión proveniente de tratamientos anteriores. Hidrocarburos condensados. Grasas jabonosas en las válvulas. Impurezas en el agua de reposición. Productos de degradación.

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