03_Proceso de Endulzamiento_Parte 1

8/18/2019 03_Proceso de Endulzamiento_Parte 1

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DIPLOMADO OPERADORES ENPLANTAS DE GAS

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

N@Plus 2016

MÓDULO: PROCESOS DEL GAS NATURAL III


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Preguntas comunes:

Por qué los gases ácidos son un problema?

Cuales son los compuestos del gas ácido presentes en el gas

natural?

Qué tanta purificación se necesita?

Qué se hace con los gases ácidos luego de que son separados

del gas natural?

Qué procesos hay disponibles para la remoción de gas ácido?

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL


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Objet ivos

Maximizar la seguridad de las instalaciones y de las personas

Minimizar las fallas operacionales

Adecuar el gas a las especificaciones exigidas por los clientes

(calidad del gas)

Proteger el medio ambiente.



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Extracción Recolección Separación

Tratamiento

Crudo

Compresión

Gas

Almacenaje

MediciónY Bombeo

Tratamiento

Del Gas

-Deshidratación

-Endulzamiento-Recuperación de LGN

-Fraccionamiento

-Recuperación de Sulfuro

OPERACIONES


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CICLO CONTINUO DEL GAS NATURAL


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Gases Ácido s:

Dióxido de Carbono (CO2)

Productos de Azuf re Sulfuro de Hidrogeno (H2S)

Sulfuro de Carbonilo (COS)

Disulfuro de Carbono (CS2)

Mercaptanos (RSH)

El CO2 y H2S son los que mas prevalecen



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IMPUREZA PROCESOSOLIDA FILTRACIONLIQUIDA DEPURACION

VAPOR DE AGUA DESHIDRATACION

GASES ACIDOS (CO2, H2S) ENDULZAMIENTO

INERTES (N2) DESTILACION

CRIOGENICA


Impu rezas vs Procesos


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Primero se separan las fases obteniéndose:

Hidrocarburos en fase gaseosos

Hidrocarburos en fase liquida Fase acuosa

Fase solida

Algunos productos no deseados pueden estar presentes en una o

mas fases.

Remoción de las fases


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Los gases se tratan para:

Remover gases ácidos y mercurio

Remover vapor de agua (Deshidratación)

Remover GLP (Ajuste del punto de rocío)

Recuperar GLP (Turbo expansión)

Compresión a presión de gasoducto

Medición e inyección para entregas


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En la purificación del gas natural es necesario la remoción de los

gases ácidos contaminantes.

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

sulfhídrico (H2S).

Deben ser removidos para:

Evitar la toxicidad del H2S

Evitar la corrosión en equipos y tuberías

Mantener el poder calorífico del gas, y Respetar las especificaciones


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Los hidrocarburos líquidos se tratan para:

Separar el agua libre y el agua emulsionada

Separar los sólidos arrastrados Separar gases disueltos

Reducir el contenido de sales

Bombear a presión del oleoducto


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El agua separada se trata para:

Reducir el contenido de hidrocarburos

Eliminar los sólidos en suspensión

Bombear

Otros tratamientos según el origen y destino:

Disposición en pozos o medio ambiente

Recuperación secundaria


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Procesos de Tratam iento



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

Regulaciones ambientales Impurezas en el gas de alimentación

Concentraciones de entrada y salida del gas acido

Selectividad requerida de gas ácido

Presión total del gas y presión parcial de los componentes ácidos

y relación H2S/CO2

Temperatura y corrosión

Materiales de construcción.



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Criterios para la selección de un proceso de remoción:

El tipo de impurezas acidas presentes en el gas

Las concentraciones de cada impureza y el grado de remocióndeseada

El volumen de gas a ser tratado, la temperatura y la presión en la

cual el gas está disponible

La viabilidad de recuperación del azufre elemental

La remoción selectiva de una o más de las impurezas sin remover

los otros

La presencia y cantidad de hidrocarburos parafínicos pesados y

de aromáticos en el gas.



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REMOCION DE GASES ACIDOS

PROCESOS DE ENDULZAMIENTO


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Tiene como finalidad la eliminación de compuestos ácidos (H2S y

CO2) del gas natural, mediante el uso de tecnologías que se basan

en sistemas de absorción-agotamiento utilizando un solvente

selectivo.El gas alimentado se denomina “amargo” y el producto

“gas dulce”.

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

ENDULZAMIENTO, puede ser realizado a través de los:

Procesos de ABSORCION

Procesos de ADSORCION



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Las condiciones del gas a tratar son:

Concentración de impurezas

Temperatura y presión disponible Volumen de gas a procesar

Composición de hidrocarburos

Selectividad de los gases ácidos

Especificaciones del gas acido residual



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Gas Natural - Tratam iento

Endulzamiento

AbsorciónLiquida

LechosSólidos

Membranas

Secuestrantes(Scavengers)

Redox

Tratamiento deGases de Cola


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Endulzamiento

AbsorciónLiquidaAminas

CarbonatoDe Potasio

Solventes

Físicos SolventesHíbridos

• Benfield• Catacarb

• Selexol• Rectisol• Purisol

• Sulfinol• Ucarsol• Flexsorb



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Endulzamiento

LechosSólidos

Oxido deZinc Oxido de

Hierro

TamicesMoleculares

CarbónActivado


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Endulzamiento

Redox

LO-CAT

Sulferox Stretford



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Endulzamiento

Tratamiento deGases de Cola

SCOT

BSR

Clauspol


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Endulzamiento

Secuestrantes(Scavengers)

Membranas


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Las aminas son solventes químicos (Bases Orgánicas)

La separación se da a través de un proceso de Absorción

Química.

Las Amina reaccionan con los gases ácidos (Reacción Acido-Base) para formar sales inestables que por efecto del calor son

reversibles regenerando la amina y liberando el gas acido

Pueden remover CO2 así como H2S.

Gas Natural - Endulsamiento

Absorc ión Liquida (Am inas)

Absorción

Gas NaturalAgrio

Gas NaturalDulce

Amina Rica

Amina Pobre


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Las Aminas son, desde 1930, los Solventes de mayor aceptación y

amplia utilización para la Absorción se H2S y CO2 del Gas

Gas Natural - Endulzamiento


AguaSal Base Acido

a AS H O H a AdeSulfuroa AS H minminmin222

a ACOO H a AdeCarbamatoa ACO minminmin222


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MONOETANOLAMINA (MEA)

DIETANOLAMINA (DEA)

DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

DIGLICOLAMINA (DGA)

METILDIETANOLAMINA (MDEA)



MAS REACTIVA

MENOS REACTIVA

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

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

Hoy en día se utilizan aminas formuladas.


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Torre de Absorción

Filtro de Entrada

Filtro Separador

Scrubber Gas Dulce

De URC

Gas Dulce a

Dew Point

Amina Pobre

Amina Rica

Aeroenfriador Salida


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Absorc ión Liqu ida (Am inas-Regeneración)

Torre deRegeneradora

Flush Drum

Amina Pobre aTorre Absorción

Amina Ricade Torre de

Absorción

Surge Drum

Pre-FiltroPartículas

Post-FiltroPartículas

FiltroCarbón

Aero-Enfriador

Amina Pobre

Intercambiador

Amina Pobre/Rica

Booster AminaPobre

Bomba Amina Pobre

Reboiler

Condensador

Acumulador

K.O Gas Acido

BombaReflujo

GasCombustible


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El Carbonato de Potasio es un solvente químico.

La separación se da a través de un proceso de AbsorciónQuímica.

El proceso es similar al endulzamiento con aminas pero la

absorción se da a temperaturas elevadas (150 – 250)

El proceso se utiliza para remover cantidades importantes de CO2

(5 – 35%)

Este proceso no es adecuado para corrientes que solo contienen

H2S (CO2 debe estar presente).


Absorc ión L iquida (Carbon ato de Potasio)


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Benfield: Proceso licenciado por la UOP, donde varioscomponente “activadores” son inyectados para mejor el

performance del Carbonato de Potasio.

EL proceso se aplica para gas natural y gas natural licuado (LNG)

Catacarb: Proceso licenciado por la Eickmeyer donde se incluyen

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




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La separación se da a través de un proceso de Absorción Física.

El proceso requiere presiones elevadas y bajas temperaturas, porlo que la corriente de alimentación debe ser enfriada por debajo

de la temperatura ambiente.

Son muy sensibles a la presencia de hidrocarburos líquidos

disminuyendo la eficiencia (espuma).

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

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

natural es muy limitada.


Ab so rción Liq uid a (Solv entes Físicos )


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Gas Natural - EndulzamientoAbsor ción Liq uid a (Solv entes Físicos )


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Selexol: Proceso licenciado por la UOP

Utiliza un solvente derivado del Polietilen Glycol.

Es selectivo para componentes derivados del azufre pero tambiénes utilizado para remover CO2, agua y hidrocarburos parafinicos,

olefinicos y aromáticos.

Opera en rangos de temperatura de -18°C a temperatura

ambiente.

Rectisol

Proceso licenciado por Lurgi y Linde.

Utiliza una solución refrigerada de metanol como solvente

Se utiliza principalmente para remover el CO2 del gas de síntesis.


Ab so rc ión Liq uid a (Solv entes Físic os )


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Los solventes formulados o híbridos contienen una mezcla de

solventes físicos y químicos.

El solvente químico base es alguna Amina.

Estos solventes tienen las ventajas y desventajas combinadas de

ambos tipos.

Menor grado de degradación térmica

Mayor capacidad para remoción de gas ácido


Absorc ión Liqu ida (Solventes Formulados )


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Alta selectividad hacia el H2S o hacia el CO2

Menores requerimientos energéticos

Concentraciones altas, (no presenta corrosión)

Son sensibles a la presencia de Hidrocarburos Líquidos formando

espuma.

El proceso de endulzamiento es similar a la de una amina

convencional con una unidad de Absorción y Regeneración

Usos: Refinación, Gas Natural, Plantas H2, Plantas de NH3,

Plantas Etano / Etileno, Liq/Liq, Hornos de reducción Acero,




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Sulfinol:

Proceso licenciado por Shell. Dos tipos de mezcla: Sulfinol D (sulfolane, agua y DIPA); Sulfinol

M (sulfolane, agua y MDEA)

El Sulfinol D remueve completamente los gases ácidos (CO2/H2S)

El Sulfinol M es selectivo al H2S.

Baja formación de espuma, corrosividad y energía.




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Endulzamiento del Gas


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Recuperación de Azufre


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Plantas de Endulzamiento con Aminas


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Plantas de Endulzamiento con Aminas


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