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• Francisco Rueda

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1. INTRODUCCIÓN: 1.1 Gas natural. El gas natural es una mezcla de compuestos de hidrógeno y carbono y pequeñas cantidades de compuestos no hidrocarburos en fase gaseosa o en solución con el petróleo crudo que hay en los yacimientos. La molécula del gas natural está compuesta por un átomo de carbono y cuatro de hidrógeno, que se representan con la fórmula (CH4) como puedes apreciar en esta ilustración. Muchos de los hidrocarburos en el gas natural son saturados, lo que significa que cada átomo de carbono se enlaza a otros cuatro de hidrógeno. Podemos encontrar el gas asociado o no al petróleo; así como podemos producirlo de manera artificial a través de la destilación o por fermentación de sustancias orgánicas. El gas natural es una energía rentable de precio competitivo y eficiente como combustible, el cual utilizamos en nuestra cocina, para climatizar nuestro hogar, como carburante en la industria, para generar electricidad y como producto básico para síntesis químicas orgánicas. Es el combustible de origen fósil más limpio que existe, de manera que es más conveniente usar esta energía si se trata de querer conservar nuestro medio ambiente.

1.2 Usos del Gas Natural: En la industria de la refinación y la petroquímica el gas seco, húmedo o condensado pasa por determinados procesos en las plantas de tratamiento, donde se hacen recombinaciones de las moléculas de los hidrocarburos para obtener materia prima semielaborada para continuar la cadena de procesos y productos terminados para los diferentes mercados. El gas sujeto a procesos y separado finalmente en metano, etano, propano y butano, puede ir directamente a la petroquímica para convertirse en una amplia gama de productos

semielaborados o finales, o puede ser enviado a las refinerías, donde sus moléculas son desintegradas térmicamente, y con extracciones adicionales derivadas de los crudos allí refinados, y a su vez, ser enviado a la petroquímica.

1.3 Ventajas del uso del Gas Natural como combustible: Es limpio. No produce hollín ni mugre. Por lo tanto, los equipos en que se usa como combustible no requieren mantenimiento especial. Puede manejarse a presiones deseadas de entrega en los sitios de consumo. Su poder calorífico y combustión son altamente satisfactorios. Volumétricamente es susceptible a la compresión o expansión, en función a la relación presión-temperatura que se le desee imponer. Puede ser transportado por sistemas de tuberías madres, troncales y ramales, especialmente diseñadas, que permiten mantener rangos de volúmenes a presiones deseadas. Su entrega a clientes puede ser continua y directa a los artefactos donde debe consumirse, utilizando controles y reguladores, sin requerimientos de almacenaje en sitio o preocupación por volúmenes almacenados en el hogar, la oficina, el taller, la planta o fábrica. La reversibilidad gas-líquido-gas lo hace apto para el envasado en pequeños y seguros recipientes, fáciles de transportar, e instalar para suplir combustibles en sitios no servidos por red de tuberías de distribución. El gas licuado puede también transportarse en barcos, desde áreas remotas de producción y procesamiento a grandes terminales de almacenamiento que surten a industrias y a miles de clientes particulares. Por su eficiencia y poder calórico, su costo por volumen es muy económico. Las características de funcionamiento limpio y eficiente, su rendimiento y precio económico han logrado que cada día se expanda el mercado de gas natural para vehículos

(GNV). Se ha comprobado que como combustible, el gas Metano es muchísimo menos contaminante del ambiente que otros como la gasolina y el Diesel.

1.4 Tipos de Gas Natural: 1.4.1 

Según su origen:

Gas asociado: Se encuentra en formaciones geológicas consolidadas o no, asociado al petróleo de formación, o bien en la parte superior del yacimiento. Se le llama RGP a la relación matemática de pies cúbicos de gas acondiciones normales por cada barril de petróleo producido



Gas no asociado o libre: es aquel que se mantiene en estado gaseoso durante su vida productiva y no depende de una fase liquida 1.4.2



Según su riqueza:

Gas rico: Es un gas natural con alto contenido de compuestos pesados en forma gaseosa (C3+) y por lo tanto con alto poder calórico. De él se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburo liquido a condiciones normales.



Gas pobre: Es un gas natural con alto contenido de metano (C1), por encima del 85% y por lo tanto bajo poder calorífico. Por lo tanto no se obtiene cantidades apreciables de hidrocarburo líquido, se mantiene en fase gaseosa durante su vida productiva. 1.4.3



Según su contenido de Liquido:

Gas seco: Es un gas natural que solo contiene hidrocarburos en forma gaseosa. Por lo general tiene un alto porcentaje de los hidrocarburos livianos. C1, C2. Por lo tanto no contiene cantidades apreciables de vapor de agua ( 200 lpcm), pero a condiciones ambientales es un gas.



Gasolina Natural (GN): Es una mezcla de hidrocarburos pesados, entre pentano y heptano, que se mantiene líquida a condiciones ambientales. Estos hidrocarburos se obtienen del gas natural.



Gas Natural Liquido (GNL): Es un gas natural licuado, que se mantiene en éstas condiciones a presión atmosférica y –162 °C ,ocupando un volumen 600 veces menor, generalmente es un gas pobre con alto porcentaje de metano

1.5 Explotación del Gas Natural: 1.5.1 Extracción: El gas natural se extrae por expansión, esto significa que la misma presión del gas contenido en los depósitos de las rocas, produce el impulso de los fluidos hacia las paredes del pozo para luego subir al exterior. Es natural que la presión de producción de gas del pozo, disminuya gradualmente a lo largo de la explotación del yacimiento, sin embargo su vida útil se puede extender utilizando compresores para imprimirle fuerza al gas que se encuentra bajo tierra y ayudarlo a llegar hasta el gasoducto. Existen pozos que son exclusivamente gasíferos, es decir no estamos en presencia de gas asociado a petróleo sino de gas libre, el cual no necesariamente tiene que ser seco. En estos casos contamos con instalaciones acondicionadas para la separación primaria de líquidos, el manejo y control de la producción de gas. Una vez superada esta etapa, el proceso será el mismo para éste y para la producción de gas asociado ya separado. 1.6 Procesamiento: 1.6.1 Tratamiento Donde se eliminan elementos que pueden ser agua, compuestos ácidos como dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, nitrógeno, helio, y otros sólidos e impurezas que, de no ser eliminados, podrían corroer los gasoductos y dañar el medio ambiente. El gas, antes de ser transportado y utilizado comercialmente debe ser purificado y haber pasado todas las normas de calidad que exigen los transportistas y consumidores. Durante el tratamiento se somete al gas natural a los procesos de extracción y fraccionamiento para separar sus componentes, y disponer del gas metano para su transportación y distribución bajo las normas de calidad establecidas.

Los componentes separados en este proceso, como son el etano, propano, butano y pentano, se utilizarán posteriormente de manera individual como productos cotizados en el mercado, gracias a su gran variedad de usos, entre los cuales podemos mencionar la recuperación mejorada de crudos, la materia prima para las refinerías, las plantas petroquímicas y el uso energético. 1.6.2 Acondicionamiento Es el procedimiento mediante el cual logramos llevar el gas en óptimas condiciones que satisfagan los requerimientos de los clientes y del mercado. En esta etapa se utilizan secantes líquidos como por ejemplo Glicol, para retirar el agua y otras impurezas mediante un proceso de deshidratación.

Este paso se hace necesario por las especificaciones de los gasoductos, los cuales deben transportar gas con un limitado contenido de agua. En el proceso de deshidratación con Glicol, se emiten contaminantes peligrosos como el benceno, tolueno, etilbenceno y xileno, por lo cual la industria gasífera ha desarrollado novedosas tecnologías de control de emisiones, a través de las cuales se llega a eliminar hasta el 95 por ciento de estos compuestos. 1.6.3 Procesamiento Es la etapa donde se separan cada uno de los componentes de la mezcla de hidrocarburos para generar los productos que se demanda en el mercado. Algunos de estos productos son el gas licuado de petróleo (GPL), gasolina de motor, combustibles para calefacción en áreas residenciales y comerciales, componentes de valor útil en la petroquímica y la agricultura, y el gas natural, el cual se conoce comercialmente en nuestro país como gas metano Básicamente, para procesar el gas natural seco, luego de extraerle los hidrocarburos líquidos y contaminantes, y llegar hasta la calidad requerida por el gasoducto, es necesario realizar las siguientes operaciones:

1.6.3.1.

Remoción de crudos y condensados

En el caso del gas asociado al petróleo, es necesario separar el mismo del fluido en el que se encuentra disuelto para facilitar su transporte y el posterior procesamiento.

Esto se logra disminuyendo la presión contenida en el depósito, como cuando abrimos una bebida gaseosa, luego resulta más fácil la separación de los hidrocarburos.

Para esta labor se instala en la cabeza del pozo o cerca de él un equipo llamado Separador Convencional, que es un tanque cerrado donde la fuerza de gravedad separa los crudos más pesados de los gases más ligeros. También se puede utilizar otros equipos especializados como por ejemplo el Separador de Baja Temperatura.

1.6.3.2.

Separación de líquidos del gas natural

Al extraer el gas natural de un pozo, vemos que contiene muchos líquidos que es necesario remover, con la ventaja de que éstos tienen gran valor al comercializarlos como productos derivados. Es por ello que en unas plantas centralizadas, se tratan estos líquidos del gas natural en dos pasos básicos: la extracción de los líquidos y la separación, reduciéndolos a sus componentes base. Para remover los líquidos del gas natural lo podemos hacer a través del método de absorción, el cual extrae casi todos los líquidos del gas natural más pesado, y podemos utilizar también el proceso de expansión criogénica, que consiste en enfriar la temperatura

de la corriente del gas hasta los 120 grados Fahrenheit. En esta área un proceso muy efectivo es la turbo expansión. Luego del proceso de separación de los líquidos se pasa a la fase de fraccionamiento en etano, propano, butano y pentano. Estos cuatro son los principales gases naturales líquidos, los cuales forman parte de la familia de los hidrocarburos saturados que también se conocen con el nombre de parafinas. Estos gases son de gran utilidad en la industria; por ejemplo el etano se utiliza como materia prima en la producción de etileno, que a su vez es el producto petroquímico más importante en la actualidad; y el propano, además de utilizarse en la producción de etileno, sirve para producir propileno, como gas licuado de petróleo (GPL) para calefacción, industrias y motores.

2. ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de amargo al gas natural. El Endulzamiento del gas Natural consiste en la remoción del CO2y H2S del gas. Los diferentes procesos de endulzamiento del gas a ser aplicados dependen de la calidad y cantidad de Ácido Sulfhídrico gaseoso contaminante a ser removido.  CO2 cuando es el único contaminante del gas  H2S cuando es el único contaminante del gas  CO2 y H2S simultáneamente  Remoción selectiva del H2S cuando ambos (CO2 y H2S) están en el gas. 2.1.

Efecto de Gas Natural Agrio o Ácido:

 H2S (toxicidad y corrosión con o sin agua): El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos).  CO2 (corrosión con agua, disminución del poder calorífico y congelamiento): Por su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua.

2.2.

Procesos para la eliminación de los gases ácidos

 Absorción Química  Absorción Física

 Absorción Físico-Química  Adsorción Física  Fraccionamiento Criogénico  Permeado (Membrana)  Conversión Directa a Sulfuros 2.2.1. Absorción Química Existen muchos solventes químicos disponibles para el endulzamiento del gas, casi todos ellos basados en productos de Alcanolaminas. Todos son usados en forma de soluciones acuosas. Las principales Alcanolaminas utilizadas en dicho proceso son:  Monoetanolamina o MEA  Diglicolamina o DGA  Di-isopropanolamina o DIPA  Metildietanolamina o MDEA También es usada una sal alcalina como alternativa a las a las Alcanolaminas, la cual es el Carbonato de Potasio Caliente (HPC o “Hot Pot”). La absorción química es un proceso basado en contacto entre el gas a ser tratado (gas de alimentación) y una solución acuosa que contiene uno de los solventes. El Ácido Sulfhídrico gaseoso presente en la alimentación es un gas débil que reacciona con la Alcanolamina (producto alcalino) o con una sal alcalina (en el caso de carbonato de potasio) para crear un Bisulfuro (con H2S) y Bicarbonato (con CO2). La reacción química toma lugar en una columna de fraccionamiento (absorbedor o contactor) el cual está equipado con platos o con relleno. El gas a ser tratado entra en la columna por el fondo de la misma (en el último plato o al fondo del relleno), mientras que la solución acuosa entra a la columna por el tope. Durante el proceso de absorción existe una reacción exotérmica entre el solvente y el gas ácido, por tanto el gas tratado sale de la unidad a una temperatura superior a la del gas de alimentación. Como consecuencia, se requiere una unidad de deshidratación de gas a instalar aguas debajo de la unidad de endulzamiento.

La sal Alcanolamina es recuperada en una solución alcalina en una sección de regeneración, para dar inicio al ciclo una vez más. 2.2.1.1. Descripción del Proceso de Aminas El esquema de flujo de este proceso puede variar dependiendo de la solución acuosa de Aminas a ser usada como agente de endulzamiento. El gas de alimentación (gas ácido) que contiene H2S y CO2, siempre debe entrar a la planta a través del separador de entrada para retirar los líquidos libres o partículas sólidas presentes. El gas del separador entra por el fondo del absorbedor y fluye hacia arriba a través de la columna en contra corriente y en contacto con la solución acuosa de Aminas (solución Pobre). En la Columna ocurre una reacción química entre las aminas y el gas ácido, la cual es exotérmica. Esto aumentará la temperatura del gas tratado el cual sale por el tope de la columna, mientras que la solución de aminas cargada con gas ácido (solución rica) sale por el fondo de la columna. El tope de la columna de absorción puede ser equipada con platos adicionales (2 a 4) para acomodar una sección de lavado con agua. El agua inyectada removerá las Aminas arrastradas conjuntamente con el gas tratado, debiendo ser inyectada en la bandeja del tope de esta sección.

Figura 1. Diagrama del Proceso de endulzamiento por Aminas. El gas tratado es manejado por un separador (“K.O. Drum” del gas tratado) para recolectar el líquido antes de su recorrido aguas abajo. La solución que sale de la columna de absorción es generalmente conducida al separador de Aminas, Este recipiente (que opera a una presión entre 7 y 15 bar.) permite remover una porción del Ácido Sulfhídrico gaseoso utilizando un proceso de disminución de la presión. El Ácido Sulfhídrico gaseoso del separador de Aminas (amine Flash Drum), es conducido a la corriente de gas combustible de las instalaciones o al sistema de desecho de gas ácido. La solución rica que sale del separador de Amina pasa a través de un intercambiador de calor, el cual sirve para conservar la temperatura de la corriente. La solución rica es calentada con una solución pobre proveniente de la unidad de regeneración. Posteriormente la solución rica es llevada a la presión de operación de la regeneradora (generalmente entre 1.2 y 2 bar), también llamada “Despojadora”, es una columna de fraccionamiento (con platos o empaques) unida a un condensador (usando agua o aire como medio de enfriamiento) y un calentador. La solución regeneradora proveniente

del calentador (en su punto de ebullición a la presión de la regeneradora) a temperatura generalmente entre 110º C y 130 ºC, es conducida de regreso al intercambiador de calor con Aminas. El producto tope de la regeneradora es una mezcla de gas de vapor de agua/ácido. Esta corriente es manejada por el condensador, en donde el vapor es condensado para generar un reciclo para la regeneradora. Utiliza agua o aire como medio de enfriamiento y es típicamente un intercambiador de tipo tubo/carcaza o de tipo aéreo-enfriador. Para recolectar el agua condensada y el Ácido Sulfhídrico gaseoso proveniente del condensador se instala un recipiente de reciclaje. La corriente de gas de dicho recipiente es conducida al sistema de desecho de gas ácido, mientras que el agua es enviada a las bombas de reciclaje (generalmente dos, una en operación y la otra en reposo) para alimentar el tope de la regeneradora. Las impurezas sólidas como el sulfito de hierro, el óxido de hierro, arena y polvo de las tuberías deben ser retiradas de la solución, a fin de prevenir erosión y la espuma, por lo tanto la filtración de la solución es obligatoria. Un filtro mecánico (filtro principal) es normalmente colocado en la corriente de solución pobre que va al absorbedor después de salir del intercambiador de Aminas.

2.2.2. Absorción Física Los procesos de Aminas, así como de Carbonato de Potasio se basan en reacciones químicas para la remoción del gas ácido, sin embargo también es posible la remoción del ácido sulfhídrico gaseoso a través de absorción física. La absorción física resulta del contacto entre el gas a ser tratado y un solvente. El solvente es usado como un producto puro. Igualmente no hay necesidad de agua de reposición en el proceso de absorción física.

La absorción física es altamente dependiente de la presión del gas de alimentación o a la presión parcial del ácido sulfhídrico gaseoso en el gas de alimentación proveniente del pozo. Los solventes utilizados para la remoción de ácidos gaseosos o el anhídrido carbónico, es decir, para el endulzamiento del gas natural, tienen una fuerte afinidad con el agua, por tanto el solvente endulza y seca el gas simultáneamente, sin embargo, el solvente a base de agua requiere de una columna de deshidratación o despojamiento para remover el agua absorbida. La eficiencia de la absorción física aumenta cuando la presión de operación se incrementa y/o la temperatura de operación decrece, de esta forma el proceso de absorción física para el endulzamiento de gas, es generalmente llevado a cabo a bajas temperaturas, por lo que algunas veces, es necesario un mecanismo externo de refrigeración (por ejemplo un ciclo de propano). La regeneración del solvente (despojamiento) es usualmente acompañada por un separador flash a una presión más baja que la de la absorción con una entrada moderada de calor. Los bajos requerimientos de calor en la etapa de regeneración del solvente se deben al bajo calor de absorción. Como resultado, los solventes físicos resultan más competitivos que los solventes químicos, sin embargo la inclusión de un ciclo externo de refrigeración y su requerimiento energético puede cancelar esta ventaja. Todos los procesos basados en absorción física están patentados, excepto el basado en el uso de agua, la cual puede ser considerada como un solvente químico para la íntegra remoción tanto del H2S como del anhídro carbónico (CO2) con efectos considerables de corrosión en las instalaciones correspondientes. Algunos procesos ya patentados con referencias industriales en el endulzamiento de gas son los siguientes:  FLUOR SOLVENT (Carbonato de Polipropileno) de FLUOR.  SELEXOL (Dimetil-Eter de Polietileno Glicol) de UOP.  PURISOL (N-Metil-Pirrolidona) de LURGI.  RECTISOL (Metanol) de LURGI.

El diagrama de flujo y los equipos requeridos por una licencia pueden variar de acuerdo al nivel de recuperación de ácido sulfhídrico gaseoso que se necesite y a las condiciones de operación.

Figura 2. Esquema de la absorción Física.

2.2.3. Absorción Físico-Química El principio de este proceso radica en la combinación de alto poder de absorción de la Alcanolamina (absorción química) y el bajo requerimiento de energía de un solvente físico (absorción física). El Proceso SULFINOLes el único con múltiples referencias industriales. SHELL es la compañía dueña de la licencia de este proceso, el cual se encuentra basado en el uso de una mezcla acuosa de Alcanolaminas. (Di-isopropanolamina o Metildietanolamina) y Sulfolano (Dioxido de Tetrahidrotiofeno). El proceso se denomina SULFINOL-Dcuando

usa DIPA y SULFINOL-M cuando utiliza MDEA y combina el efecto de la absorción química de la Amina y la absorción física del sulfolane. La figura 3 muestra el diagrama de flujo del proceso del SULFINOL. Como el proceso con Aminas, el gas de alimentación entra por el fondo del absorbedor y entra en contacto (contracorriente) con el solvente que desciende desde el tope de la columna. El gas tratado sale por el tope del absorbedor, mientras que el solvente rico sale por el fondo y es enviado a un separador. La solución rica que abandona el separador (flash) es precalentada en un intercambiador a la presión del ciclo de regeneración. El producto que sale por el tope de la regeneradora (ácido sulfhídrico gaseoso y vapor de agua) es condensado y recolectado en el recipiente de flujo. El producto de cabeza del recipiente de reflujo es el gas acido húmedo el cual puede ser conducido a un mechurrio o a una unidad de recuperación de azufre. El agua condensada del recipiente de reflujo es bombeada de regreso al tope de la columna para servir como reciclo.

Figura 3. Diagrama del proceso de endulzamiento “SULFINOL”.

La solución de SULFINOLpuede solidificarse a temperaturas cercanas a los -2ºC, por lo que requiere de especial cuidado.

2.2.4. Adsorción Física La adsorción física está relacionada al uso de tamices moleculares para la remoción de gases ácidos. Este proceso no es el indicado para la remoción de grandes cantidades de gases ácidos y solo puede ser usado para la remoción de trazas (en términos de ppm) de H2S y/ CO2. También puede ser utilizado como tratamiento depurador aguas debajo del endulzamiento, a fin de remover los compuestos de azufre presentes en el gas (Mercaptanos). El proceso es idéntico al usado para el secado del gas, solo que los tamices moleculares utilizados son diferentes. El proceso opera bajo ciclo adsorción/generación (generalmente 8 a 12 horas para ambas secuencias). La figura 4, muestra un proceso de adsorción física para remover el anhídro carbónico (CO2) de una corriente de gas natural, a través de 3 recipientes con tamices moleculares (uno para la adsorción y los otros dos para la regeneración de los tamices, uno bajo calentamiento y otro bajo enfriamiento).

Figura 4. Esquema del proceso de endulzamiento Por Adsorción Física con Támices Moleculares. 2.2.5. Fraccionamiento Criogénico Fraccionamiento Criogénico es un proceso para la remoción del anhídro carbónico del gas natural. Si el ácido sulfhídrico (H2S) está presente en la mezcla y requiere ser removido, deberá incluirse un proceso exclusivo para su remoción aguas abajo del fraccionamiento criogénico, ya que este no remueve el H2S del gas. El proceso originalmente desarrollado por KOCH ProcessSystems Inc. Fue titulado “RYAN/HOLMES Process” y usa gas natural licuado (NGL) el cual es obtenido de la misma corriente de alimentación.

Figura 5. Esquema del Proceso de RYAN/HOLMES La figura 5 muestra el principio del proceso de RYAN/HOLMES. Como este fraccionamiento requiere bajas temperaturas, su mayor utilización es en la industria del gas licuado. 2.2.6. Permeabilidad (Membrana) Las membranas poliméricas (las cuales no contienen huecos o poros) es una nueva tecnología para separación de gas. La misma está basada en el principio que ciertos compuestos de gas se disuelven y difunden a través de material polimérico a diferentes velocidades. El Dióxido de Carbono, Hidrógeno, el Helio, el ácido sulfhídrico y el vapor de agua son altamente permeables (“gases rápidos”). Contrariamente, el Nitrógeno, el Metano y los compuestos Parafínicos más pesados son menos permeables (“gases lentos”). La mejor aplicación para la separación por membranas es separar los gases en la categoría de rápidos (permeado de gases de bajo peso molecular). Por ejemplo el Anhídro Carbónico (CO2) pasaría a través de una membrana tipo polímero de 15 a 40 veces más rápido que el Metano (CH4). El gas residual de la membrana se encuentra a una presión cercana a la presión del gas de alimentación de las mismas, mientras que el permeado tiene una presión menor (entre 1 y 4 atmósferas absolutas).

La membrana es un proceso atractivo para remover el CO2 y trazas de H2S presentes en el gas. Cuando el H2S está presente en grandes concentraciones (en términos de % molar) no es recomendado debido al efecto perjudicial de este compuesto sobre las membranas. Teóricamente el proceso de permeabilidad no involucra equipos rotatorios ni requiere consumo de energía. Sin embargo esta tecnología no persigue satisfacer las especificaciones de ventas de gas o las especificaciones (Liquid Natural Gas” LNG”) por tanto es aplicable solo para la remoción de CO2 global en corrientes libres de H2S. La membrana también remueve el agua presente en el gas de alimentación. El fenómeno de permeación ocurre en 4 pasos:  Adsorción del Anhídro Carbónico (CO2) por la superficie activa de la membrana (a la presión del gas de alimentación).  Disolución del Anhídro Carbónico (CO2) en la membrana.  Difusión del CO2 a través de la membrana.  Desorción del CO2 de la membrana ( a baja presión) La adsorción del CO2 es mayor a alta presión. Por tanto este proceso no funciona correctamente a bajas presiones. El material polimérico a ser seleccionado para la construcción de la membrana debe ser permeable al CO2 de manera selectiva, para evitar el paso de los componentes hidrocarburos en el gas a través de la membrana. El proceso de las membranas puede ser de una sola etapa o de múltiples etapas (normalmente de dos). La figura 6 muestra un proceso de membrana de una sola etapa. El conjunto de membranas maneja el gas de alimentación y remueve el CO2 presente en la mezcla. Sin embargo, las pérdidas de hidrocarburos (especialmente metano) no puede ser evitada ya que los hidrocarburos livianos permean y salen con el CO2 en la corriente de permeado.

Figura 6. Esquema del proceso de membrana de una sola etapa. El proceso de membrana de dos etapas persigue mitigar las pérdidas de hidrocarburos que ocurren en el proceso de una sola etapa, en la figura 7 se muestra un ejemplo del proceso.

Figura 7. Esquema de proceso de membrana de dos etapas. En un proceso típico de dos etapas, el gas permeado de la primera etapa de membranas, el cual contiene hidrocarburos, es enviado al segundo arreglo de membranas (como gas de alimentación) a fin de asegurar la separación entre el CO2 y dichos hidrocarburos (las pérdidas de metano son reducidas drásticamente). El gas permeado de la

primera etapa, a baja presión deber ser comprimido entes de entrar en la segunda etapa (gas residual) puede ser reciclado a la entrada de la planta o conducido a Pre-tratamiento de las Membranas. Las membranas pueden ser dañadas si algún tipo de líquido es arrastrado por el gas de alimentación. El agua líquida, los componentes aromáticos y poli-aromáticos (por ejemplo Naftaleno, Glicol, Metanol, Amina) son contaminantes de la membrana. A fin de evitar la destrucción prematura de las membranas se debe instalar un pre-tratamiento al gas de alimentación (aguas arriba del paquete de membranas). Originalmente (es el caso del diseño original de GRACE), el pre-tratamiento incluye un triple filtro (filtro coalescente, un lecho protector y un filtro depurador) y un calentador que aumenta la temperatura de la alimentación a la membrana 10 a 20 ºC por arriba del punto de rocío (agua e hidrocarburo). Este simple arreglo es aceptable cuando el gas de alimentación no contiene componentes pesados, sin embargo cuando estos últimos se encuentran presentes en la corriente de alimentación, está comprobado que el proceso no es eficiente. 2.2.7. Conversión Directa a Sulfuros Estos procesos son generalmente usados para la remoción de pequeñas cantidades de H2S de la corriente de gas (en ppm) e involucra la conversión directa del H2S a sulfuro. No se remueven cantidades considerables de CO2. Los procesos están basados en la conversión directa de H2S en sulfuro por un catalizador con base de hierro. La solución Férrica entra en contacto con el gas en el absorbedor y el H2S es directamente reducido a sulfuro, el cual es removido del regenerador a alta presión por un separador sólido-líquido y la solución regenerada fluye de regreso al absorbedor. Estos procesos son aplicados para bajos contenidos de azufre (menos de 1.000 ppm), para una composición de salida de solo unos pocos ppm. Los flujos de gas tratados son bajos.

Figura 8. Esquema de un Proceso de Conversión Directa a Sulfuro. 2.2.8. Comparación de los Procesos de Endulzamiento La tabla 1 muestra las ventajas y desventajas de cada una de las tecnologías vistas de manera global, sin tomar en cuenta las características del campo.

3. CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE LA TECNOLOGIA ADECUADA PARA EL TRATAMIENTO DE GAS Una vez conocidas las principales tecnologías y su aplicación, se decide cual es la que mejor se adapta a las necesidades para el tratamiento de gas, es preciso determinar los contaminantes que están presentes, los parámetros de operación de descarga y entrada (tales como la presión, temperatura, caudal, composición de gas y concentración de contaminantes permitidos en la venta de gas). También es necesario conocer la disponibilidad de energía, las condiciones ambientales y las restricciones regulatorias. Una vez está disponible esta información se debe investigar en detalle el proceso y realizar una evaluación preliminar. El proceso se estudiará mediante diagramas de flujo, iniciando el análisis por el principio a lo largo de todo el sistema, y tomando en consideración comprender el efecto de cada contaminante en el proceso inmediato, así como en los subsiguientes procesos. La evaluación del proceso incluirá no sólo la comparación de los costes de capital del proceso sino también los costes de operación y mantenimiento, de uso de combustible y eliminación de residuos, y de pérdidas de producto por venteo o llamaradas.