DISEÑO DE PLANTA (PRG-400) PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL Su procesamiento consiste principalmente en: La eliminación de compuestos ácidos (H 2S) y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción – agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce
como Endulzamiento.
La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos criogénicos ( uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable por destilación fraccionada) fraccionada) previo proceso de deshidratación deshidratación para evitar la formación de sólidos. Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento. Fraccionamiento Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente separar el isobutano del n- butano para usos muy específicos.
PROCESOS DE ENDULZAMIENTO Las condiciones del gas a tratar son:
Concentración de impurezas. Temperatura y presión disponible. Volumen de gas a procesar. Composición de Hidrocarburos. Selectividad de los gases ácidos por mover. Especificaciones Especificaciones del gas ácido residual.
El proceso de endulzamiento se puede realizar a través de
a.- Procesos de Absorción Proceso de Absorción con Solventes Quimicos Proceso de Absorción con Solventes Físicos Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos
b.- Procesos de Adsorción c.- Procesos de Conversión Directa d.- Remoción con Membranas. e.- Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares
f.- Proceso de Endulzamiento por Membranas g.- Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno
Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción
El proceso de Absorción se define como La penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos. Las condiciones del gas a tratar son: Concentración de impurezas; Temperatura y presión disponible.; Volumen de gas a procesar; Composición de Hidrocarburos.; Selectividad de los gases ácidos por mover.; Especificaciones del gas ácido residual. Los procesos de endulzamiento se pueden clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presenta:
1. Absorción Química (proceso de Amina) 2. Absorción Física (solventes físicos) 3. Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas) La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros.
PROCESOS DE AMINA Uno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas. De los solventes disponibles para remover H2s y CO2 de una corriente de gas natural, las alcanolaminas son generalmente las más aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en el mercado.
DESCRIPCION DEL PROCESO Este proceso consta de dos etapas: Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retención del ácido sulfrídrico y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión. Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso.
ABSORCIÓN DE GASES ACIDOS. La sección de absorción cuenta con los siguientes equipos: - Torre Absorbedora de gases ácidos - Separador de gas combustible
A esta sección se le alimenta dos corrientes, una de gas amargo proveniente de los módulos de compresión y otra de solución acuosa de Dietanolamina. El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre Absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre Absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo soloaire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente. La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora. El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible. La DEA recuperara sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre Absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina.
Salida de Gas Natural Endulzado Solución de Amina Pobre
Enfriador de Amina Pobre
Torre Absorbedora
Entrada de Gas Natural Agrio
Amina H2S CO2 H2O Hidrocarburos
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Solución de Amina Rica
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Procesos de absorción con solvente quimicos En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con el componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica, se puede separar en sus componentes originales principalmente, mediante la aplicación de calor y, con menor influencia, 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. En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO 2. Las principales desventajas son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución debido a la estequiometría de las reacciones. Endulzamiento de Gas Natural con Aminas
El endulzamiento del gas natural con solventes químicos por lo general se realiza con aminas. Se usa la designación de amina primaria secundaria y terciaria para referirse al número de grupos alquilo CH , que al reemplazados a Hidrógenos en la molécula de Amoniaco NH . En la figura 6 se presenta una forma esquemática la estructura de una amina primara (a), secundaría (b) y terciaria (c) 3
3
Planta de Endulzamiento con MEA
Diseño de Sistemas de Enduzalmiento con el Solvente MEA . En la figura se representa
un esquema básico de una planta de MEA. En la figura se indican las diferentes etapas por las que debe de pasar un proceso de endulzamiento con el solvente químico MEA, de tal forma que el proceso de endulzamiento tenga la mayor eficiencia, tal como se señala antes la MEA es una amina primaria, por lo tanto no es selectiva, ni para el Sulfuro de Hidrógeno ni para el Dióxido de Carbono, lo que significa que pueden reaccionar con ambos a la vez, esto es de vital importancia para el proceso de endulzamiento del gas natural, sobre todo para la utilidad de la MEA.: Tipos de Aminas utilizadas en el Endulzamiento de Gas Natural Uno de los procesos
más importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas de aminas. Estos solventes están siempre disponibles para remover al Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono. Las alcanolaminas son generalmente las más aceptadas y mayormente usadas que los otros solventes existentes en el mercado. Procesos con alcanolaminas
NOMBRE TECNICO
CONCENTRACION NORMAL
CONCENTRACION EN PESO
MEA
2,5 N Monoetanolamina en agua
15%
MEA-Amina Guard ó
5 N Monoetanolamina en agua
30%
MEA Gas/Spec IT 1 MEA-Amina Guard - ST
DGA
5 N Monoetanolamina en agua con Inhibidores 6 N Diglicolamina en agua con Inhibidores
30% 63% (23-70%)
DEA
2,5 N Dietanolamina en agua
26% (15-26%)
DEA - Snea
3 N Dietanolamina en agua
32% (25-35%)
DEA - Amina Guard
5 N Dietanolamina en agua
52%
DEA - Amina Guard ST
5 N Dietanolamina en agua con Inhibidores
52%
DIPA ó ADIP
4 N Disopropanolamina en agua
54% (30-54%)
MDEA
4 N Metildietanolamina en agua
48% (30-50%)
5 N Metildietanolamina en agua
48%
2 N Metildietanolamina en agua
24%
MDEA - Activada, Snea-P-MDEA con Activador Ucarsol
MEA (monoetanolamina) La monoetanolamina, es la más reactiva de las etanolaminas. Es una tecnología abierta, es decir, no está sujeta al pago de patentes. Se utilizan preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO 2 y del H2S, aunque algunas impurezas, tales como: el COS, CS2 y el oxigeno tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomienda en esos casos. Con MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO 2 /H2S. Es útil en aplicaciones donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada, sea baja. La corrosión y la formación de espuma son los principal problemas al trabajar con MEA por lo cual el porcentaje en peso de MEA en la solución se limita a +/- 15%. La MEA, es la base más fuerte de las diferentes aminas y ha tenido un uso difundido especialmente cuando la concentración del gas ácido es pequeña. Por su bajo peso molecular tiene la mayor capacidad de transporte para gases ácidos con base a peso o volumen, lo que significa menor tasa de circulación de amina para remover una determinada cantidad de gases ácidos. La presión de vapor de la MEA es mayor que para las otras aminas a la misma temperatura, lo cual puede producir mayores pérdidas por vaporización. Este problema se disminuye con un simple lavado del gas dulce con agua. Los problemas de corrosión pueden ser severos (mas aun que con otras alcanolaminas). Como consecuencia de estas desventajas y de los requerimientos de energía para la regeneración, ha habido
una tendencia hacia el uso de otros procesos. Para mantener la corrosión baja, la concentración de la solución y la carga de gas ácido en la solución deben mantenerse bajas. La carga debe ser suficientemente baja para que no se formen carbonatos y bicarbonatos. Con oxigeno, COS y CS 2 se forman productos de degradación, los cuales deben ser removidos añadiendo un álcali en un sistema de recuperación (recuperador o reclaimer). Las variaciones tecnológicas de la MEA son las siguientes:
MEA - Amine Guard MEA - Amine Guard-ST
Ambas variantes dependen de una licencia de la Union Carbide Corporation. Esta empresa le incorporó inhibidores de corrosión, con lo cual se puede permitir concentraciones hasta 30% por peso. La carga de gas ácido en la solución puede ser aumentada. De manera general, se suele decir, sin especificar cual de los procesos de Amina Guard puede remover CO2, H2S, COS y RSH tanto de gases de síntesis como de gas natural. Para el caso del H 2S el grado de remoción puede ser bruta o selectiva. Según lo indicado por Marcías Martínez, las condiciones de entrada del gas agrio depende de la ubicación de la planta, la temperatura varía de 50 a 150 °F, teniendo presente que temperaturas menores de 100 °F, favorece la reacción de los componentes ácidos presentes en el gas con la amina pobre dentro del absorbedor; la presión varia desde la atmosférica hasta 1500lpcm, y la temperatura de la solución de amina en todo el proceso, varía entre 100 y 270 °F; el H 2S se puede recuperar prácticamente hasta el 100% mientras que en el caso del CO 2 la recuperación se ajusta entre el 20 y 99,9 %. DGA (diglicolamina) La DGA se usa en el proceso Fluor Econamine. El primero en utilizar Diglicolamina fue el proceso Econamina, desarrollado conjuntamente por FLUOR, El Paso Natural Gas y Jefferson Chemicals. La DGA, es una amina primaria, como la MEA en cuanto a la reactividad, pero tiene mejor estabilidad y baja presión de vapor, lo cual permite el uso de concentraciones relativamente alta, normalmente 50 - 70.% p/p con sus correspondientes cargas de gas ácido. Tanto la inversión como los requerimientos de energía son menores que con MEA, debido a que las tasas de circulación requeridas son mucho más bajas. La DGA es higroscópica. Las desventajas son: que la química es más costosa y da productos de degradación que no son regenerables cuando están presentes el CO 2 con COS y CS2. La solución típicamente utilizada es 65% p/p DGA o más alta. El uso de esta concentración más alta, permite la reducción en las tasas de circulación en 25-40%, comparado con el tratamiento con MEA. Esto produce ahorros sustanciales tanto de capital como de los costos de operación. Al mismo tiempo, la experiencia ha demostrado que la corrosión es comparable, o menor, a la experimentada con las aminas convencionales.
La degradación de la solución absorbedora de aminas se evita con el uso de una técnica simple y barata de recuperación por alta temperatura, lo cual purifica la solución. En esta operación no está involucrada la adición de cáusticos ni otras químicas. Los requerimientos de compensación de la solución son generalmente menores que para los procesos con amina convencional. Este método de recuperación permite el uso del proceso Econamina para corrientes de gas que contengan COS y CS 2 ya que los productos de descomposición formados por la reacción entre estas impurezas del azufre y la DGA son también regenerados térmicamente durante la operación normal de recuperación. La desventaja de la DGA es la gran solubilidad de fracciones del C 3+, comparado con el uso de MEA, DEA, etc,. La DGA también se ajusta al tratamiento de líquidos, el gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agregando un sistema común de regeneración. La degradación con COS y CS 2 es reversible utilizando un reconcentrador (Reclaimer) a altas temperaturas. Las soluciones de DGA en agua son térmicamente estables a 400 °F, pero se congelan a -40°F. DEA (dietanolamina)
La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de la DEA con COS y CS 2 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 con lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión. La DEA se degrada en igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, lo cual hace muy difícil separarlos por destilación y no se usan sistemas de recuperación (Reclaimer). En cuanto a la concentración que, de cada producto, se puede utilizar es conveniente saber que, al comienzo, las plantas de DEA fueron construidas para operar con concentraciones de solución de 30 a 35% p/p. Durante años, se usaba como regla general un 18% para MEA y 25% para DEA debido a la corrosión; sin embargo, se ha determinado que la DEA no es corrosiva en niveles que exceden el 35%. La Trietanolamina (TEA) 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, las aminas terciarias se usan cuando se requiere alta selectividad hacia el H2S. La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contenga un total de 10%, o más, de gases ácidos a presiones de operación de 500 lpcm o mayores. Las corrientes de gas natural pueden ser tratadas para cumplir con la especificación convencional para gasoducto 4 ppm de H 2S máximo, simultáneamente con 2% en volumen CO 2 o menos. 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 Claus o LO-CAT. Las unidades comerciales operan entre 600 a 1100 lpcm tratando corrientes de gases crudos que contienen desde 11 hasta 35% de gases ácidos. La relación de CO 2 /H2S varía desde 34 hasta 65 en estas unidades.
La mayor aplicación de la DEA, es el tratamiento de gas de refinerías, en las cuales se consiguen compuestos sulfurosos que podrían degradar la MEA. La DEA es ligeramente más débil que la MEA y los productos de la reacción no son corrosivos. La presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, lo cual reduce las pérdidas por evaporación. DIPA (diisopropanolamina) La DIPA es una amina secundaria como la DEA, y ampliamente utilizada en Europa y Japón. Es una tecnología abierta, pero también se usa como solvente en el proceso SHELL ADIP. Las soluciones DIPA tienen una gran capacidad para transportar gas ácido, con base molar, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy alta. Difícilmente el proceso DIPA, puede competir en la remoción del CO 2 con otros procesos, pero sí, en la remoción del H 2S donde es más eficiente. Igualmente es utilizado en el tratamiento de líquidos. ADIP (diisopropanolamina activada)
El proceso SHELL ADIP utiliza soluciones acuosas relativamente concentradas (30 40% p/p). Este proceso es ampliamente usado para la remoción selectiva del ácido sulfhídrico de gases de refinería con altas concentraciones de H 2S/CO2. El COS, se remueve parcialmente (20-50%). MDEA (metildietanolamina)
La MDEA, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO 2, por lo cual, para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación es en la remoción selectiva del H 2S cuando ambos gases están presente (CO2 y H2S). Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO 2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación instantánea. Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina, es su selectividad hacia el H2S en presencia del CO 2. En estos casos la MDEA es más favorable. Si el gas contactado a una presión suficientemente alta 800 - 1000 lpcm, bajo ciertas condiciones puede obtenerse un gas con calidad para gasoducto de 4 ppm de H 2S y al mismo tiempo desde 40 al 60% del CO 2 presente, puede fluir a través del contactor sin reaccionar. Con una alta relación CO 2 /H2S, puede usarse MDEA para mejorar la calidad de la corriente de alimentación de gas ácido hacia una planta Claus para recuperación de azufre. Se utilizan soluciones de 30 – 50% p/p de amina. A-MDEA (metildietanolamina activada)
En la MDEA activada, con licencia de BASF, Linde, Lurgi, Parson y otros, la adición de una amina secundaria como activador acelera la absorción cinética del CO 2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos, ni se puede utilizar sólo para la remoción selectiva del H2S debido a la presencia del activador. La regeneración parcial de la solución puede ser afectada por la evaporación de la solución rica dependiendo de las especificaciones del gas tratado, es posible suministrar una pequeña corriente lateral regenerada térmicamente, para una segunda etapa de absorción. Proceso de Absorción con Solventes Físicos
Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C0 2), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea
Una de las principales desventaja de la utilización de los solventes físicos es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C 3+), y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los hidrocarburos, disminuyendo con ello la efectividad del proceso de endulzamiento. Hay, también solventes físicos, que tienen mayor selectividad hacía la absorción del H2S, en presencia de C0 2., que los solventes químicos.
Proceso de Absorción con Solventes Híbridos o Mixtos
Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y físicos, es lógico que presenten las características de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover todos los gases ácidos, incluso el COS; CS 2 y mercaptanos. La selectividad hacia él (H 2S) se obtiene ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto .La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, no presenta un .grave problema, para la eficiencia del proceso. Proceso de Endulzamiento por Adsorción
Los. Procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas natural. El proceso, también lleva asociado calor de la solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción de los procesos de reacción con solventes químicos. La carga de gas ácido en los solventes físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar El proceso de adsorción es un proceso de separación para remover impurezas basadas en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción. la corriente de gas natural hace contacto con sustancia sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H 2S y C02.Para la remoción de H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso, lo que conlleva a la recuperación del gas. Procesos de Endulzamiento por Conversión Directa
Estos procesos se caracterizan por la selectividad hacia él (H 2S), el cual es removido en forma preferencial por un solvente que circula en el sistema. Estos procesos son de importancia, para evitar la contaminación ambiental del (H 2S. El proceso opera mediante escalas redox. Aquí el solvente es una mezcla conformada por carbonato de sodio + Ácido Antraquinón Disulfónico (ADA)+ Metavanadato de Sodio, que actúa como activador Por lo general, este proceso opera con presiones que van de 14,7 lpca hasta 735 lpca, y con
temperaturas desde 70 a 110 F. El proceso es de gran importancia, en la eliminación del Sulfuro de Hidrógeno de la corriente del gas Las etapas reconocidas son: 1.- Absorción del (H2S) en una solución alcalina 2.- Oxidación del (H2S) por el metavanadato de Na para convertirlo en azufre 3.- Oxidación del vanadato por medio del ADA 4.- Oxidación del ADA reducida con aire. Proceso de Endulzamiento por Mallas Moleculares
Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas temperaturas o disminuciones de la presión. Las mallas moleculares son consideradas un método sofisticado, por lo tanto se utilizan fundamentalmente, cuando necesitan eliminar pequeñas cantidades de gases ácidos, sobretodo para dejar el gas en la norma. Proceso de Endulzamiento por Membranas
En la actualidad se están utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H 20; H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del gas natural. El manejo de las membranas esta basado. En el uso de las membranas permeables para la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando las ventajas de las diferencias de afinidad / difusividad. El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. Atrapadores o Secuestrantes de Sulfuro de Hidrógeno
El proceso de Enduzamiento de Gas natural, también se puede emplear sustancias químicas que capaces de atrapar el H2S y eliminarlo de la mezcla gaseosa
OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO. Existen otros procesos regenerativos (además de los de alcanolaminas y soluciones mixtas), adsorción y membranas. Las propiedades únicas de los solventes y de las membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo para situaciones especiales con requerimientos específicos (ej. offshore). Se los puede clasificar en: 1. Solventes físicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flúor 2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot, Catacarb, Benfield y Gianmarco- Vetrocoke. 3. Oxidación directa a azufre, como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-Cat, Instituto Francés de Petróleo, etc.
4. Adsorción ej: tamices moleculares 5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace Membranes Internacional Permeation, y Monsanto.
Ventajas 1. El tamaño del equipo y los costos son más reducidos, en general. 2. Cargas de gas ácido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presiones parciales del gas ácido, y tasas de circulación reducidas, como en los solventes físicos. 3. Regeneración sin calor, como en los solventes físicos, o sin regeneración, como en las membranas. 4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en las soluciones de carbonato de potasio. 5. Eliminación de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidación directa. 6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados de CO2 (por encima de 50%, de forma económica), como las membranas. 7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o sólo con compresión, como en las membranas. 8. Deshidratación simultánea del gas, como en los solventes físicos y tamices moleculares
Desventajas
1. Los diseños de procesos más complejos a menudo se limitan a una aplicación específica. Costos de ingeniería más altos. 2. Algunos solventes físicos absorben cantidades significativas de hidrocarburos más pesados, los cuales se pierden, a veces. 3. Algunos solventes físicos son caros y muy corrosivos a los elastómeros usados ,como asientos y sellos en las válvulas e instrumentos. 4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt. 5. Los separadores de membranas son caros. Solventes Físicos Son líquidos orgánicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones y temperaturas ambientes o más bajas. La regeneración se hace por vaporización a presión atmosférica, y a veces con vacío; generalmente no se usa calor. Los diagramas de fl ujo básicos son similares a los procesos con alcanolaminas. El solvente físico debe ser de baja viscosidad (bajo derretimiento), químicamente estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas contaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la presión parcial del gas ácido, o sea, se aplica la ley de Henry.
Factores Involucrados en la Selección de un Método de Endulzamiento El procedimiento de selección de un método de endulzamiento tiene una gran importancia y los factores que están involucrados en la selección del proceso de endulzamiento son: a.- La afinidad del solvente o los gases ácidos con los hidrocarburos b.- Degradación de los solventes por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes.
c.- Costos operativos y confiabilidad del proceso; d.- Condiciones climáticas y toxicidad del solvente o reactivo utilizado; e.-Disposición de los subproductos.
CONDICIONES DE DISEÑO FUNDAMENTOS DE DISEÑO 1.- CONCEPTOS BASICOS PARA HACER EL DISEÑO, OPERAR LA PLANTA O ENTENDER SU FUNCIONAMIENTO Relación amina-gas acido según la cual se produce la reacción. Cada tipo de amina es capaz de retener una determinada cantidad de gas acido. 2.- CANTIDAD DE GAS ACIDO QUE DEBE SER RENTENIDA POR LA AMINA
La cantidad de gas acido que debe ser retenida por la amina se calcula con los siguientes parámetros : Moles de H2S retenidos por la solución Moles de CO2 retenidos por la solución. Moles de gas acido que retiene la amina, equivalentes a la suma de los moles de CO2 mas los moles de H2S que se retiran del gas acido. 3.- PRESION DE VAPOR DEL GAS ACIDO A SER TRATADO 4.-DIAGRAMA BINARIO AMINA-AGUA 5.- CANTIDAD DE GAS ACIDO RETENIDO POR LA AMINA DESPUES DE REGENERADA. 6.- CARACTERISTICAS DE LOS SOLVENTES FORMULADOS.
SULFATREAT Sulfatreat es el nombre comercial de un reactivo sólido a base de óxido de hierro (FexOy) para eliminación de H2S de corrientes gaseosas. Este es un producto no regenerable que se dispone en forma de lecho sólido. El contaminante removido del gas reacciona con el Sulfatreat y queda incorporado al reactivo, el cual debe ser reemplazado cada determinado tiempo. Sulfatreat se presenta en forma de pequeños gránulos con gran regularidad de tamañ o y forma, posee una densidad de 62 lb/cf, su color es negro, y todas sus características son similares antes y después de reaccionado. Está compuesto por ó xidos de hierro soportados sobre una estructura de silicatos inertes. Una vez reaccionado, contiene pirita (disulfuro de hierro) producto de la reacción entre el Sulfatreat y el H2S. La pirita es un compuesto estable que no se descompone, por lo que el H2S es irreversiblemente eliminado. El reactivo no es tóxico, inflamable, explosivo, corrosivo o irritante, ni antes ni después de la operación, por lo que no ocasiona problemas ambientales en su disposición final ni en su manipulación, no obstante debe tenerse en cuenta que a pesar de que el producto no presenta características adsorbentes cualquier contaminante propio del gas que pudiera quedar retenido en el producto podría modificar esta situación.
El principio operativo de Sulfatreat consiste en la reacción química entre el H2S de la corriente gaseosa con el óxido de hierro, obteniéndose como productos el sulfuro ferroso (FeS2), también denominado pirita, y vapor de agua. La reacción es la siguiente:
Fex Oy + SH2
→ Fe2 S + H2O
El sulfuro ferroso (Fe2S), producto de la reacción, no es tóxico, ni corrosivo ni inflamable. La reacción es irreversible y el producto es un compuesto estable que no se descompone, por lo que el H2S es eliminado de la corriente de gas en forma irreversible. En consecuencia el reactivo no es regenerable y debe reemplazarse cada determinado tiempo, generalmente entre uno y tres años, disponiéndose en forma de lecho sólido. El reactivo agotado constituye un residuo especial no peligroso, cuya disposición final puede realizarse en rellenos sanitarios o en caminos.
