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Proceso de Endulzamiento de Gas Natural2IntroduccinEl proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remocin de los gases cidos de la corriente del gas. Y tiene como objetivo de dejar el gas con caractersticas dentro de norma, sea para el transporte o para la comercializacin y distribucin, de tal forma que el gas cumpla con los requerimientos establecidos, tanto nacional como internacional, que representan la posibilidad de comercializacin del gas natural.EndulzamientoEn el mercado existen dos mtodos de endulzamiento por secuestrantes:Regeneracin del secuestranteNo regeneracin del secuestrante

La seleccin del mtodo depende de la composicin del gas a tratar, como la concentracin de HS y el uso de este despus de la separacin.Regeneracin de secuestranteEn los mtodos regenerativos, la absorcin de HS es reversible y el absorbente puede ser separado del HS. Escogiendo este tipo de endulzamiento el HS puede ser reutilizado, con frecuencia por medio del proceso de Causs donde el HS se convierte a Azufre elemental. Con frecuencia los absorbentes son alcanolamina mezcladas con un activador, las mas frecuentes son las siguientes:

NombreAbreviacinFrmulaMonoetanolaminaMEADietanolaminaDEAMetil-DietanolaminaMDEADiglicolamina-EconolaminaDGA

Regeneracin de secuestranteLas alcanolaminas son muy usadas para la absorcin de gases cidos debido a sus dos grupos funcionales; el hidroxi y amino. El grupo hidroxi permite hacer puentes de hidrogeno entre las molculas, para as reducir la presin de vapor. Una baja presin de vapor es deseable por que le proceso de separacin depende del calor de la mezcla Amina/HS, por lo cual la solubilidad del gas en el lquido es reducida. El grupo hidroxi tambien puede formar puentes de hidrogeno con la moleculas de agua, por lo cual incrementa la solubilidad de la alcanolamina. El par solitario amino, permite a la alacanolamina funcionar como base, y as incrementar el pH de la solucin, lo cual permitir a los gas cidos ser disueltos en la solucin. Las aminas primarias, como la MEA, son mas alcalinas mientras que las terciaras, como la MDEA, son menos alcalinas.Regeneracin de secuestranteRegeneracin de secuestranteComo se observa en el siguiente diagrama, el uso de un absorbente regenerativo demandar la construccin de torres de absorcin y desorcin junto con equipos adicionales. Ademas, el HS separado no puede ser liberado a la atmosfera y por lo tanto, requiere instalaciones adiciones para su manejo. Si la concentracin de HS es relativamente baja, es mas econmico utilizar una no regeneracin de secuestrante.Regeneracin de secuestrante

No- Regeneracin de secuestranteLos mtodos no regenerativos de secuestrante se pueden dividir de la siguiente manera:Compuestos solidos metlicos Qumicos oxidantesProductos aldehdos Carboxilatos metalicos y quelatos (pueden ser regenerados)Productos basados con AminaTriazina No- Regeneracin de secuestranteNo Regeneracin de secuestranteNo Regeneracin de secuestranteNo Regeneracin de secuestranteTriazinaLa triazina tiene ventajas sobre los dems mtodos:Modificar su estructura aadiendo tomos de nitrgeno, para ser mas o menos hidrfilaReacciones selectivas con el HSLos productos de reaccin son solubles en agua (depende de la triazina empleada)Los productos de reaccin son inhibidores de corrosinLos productos de reaccin tienen muy baja toxicidad haciendo una disposicin mas viableReacciones mas rpidas que las reacciones aldehdo/HS Remocion de HS debajo de 5 ppmNo Regeneracin de secuestranteLa reaccin bsica de la triazina con el H2S es como se muestra :

Operacin Scavenger V-2020El V-2020 recibe el gas natural hmedo amargo con alto contenido de CO2 proveniente del filtro coalescente V-2010, el gas entra a la unidad por la parte baja, entrando a en contacto por burbujeo con el secuestrante (Baker Hughes Petrosweet HSW 4118), pasando a travs de un capuchn de burbujeo, tras pasar por el capuchn, pasa a travs de la unidad donde entra en contacto con secuestrante fresco atomizado, inyectado por las bombas P-2020 y P-2021, las cuales son controladas por el panel SentryNet 3. El secuestrante reacciona con el H2S contenido en el gas natural formando una solucin inocua, y lo arrastra hacia la seccin intermedia del tanque donde parte de esta solucin es recirculada a travs de las bombas P-2022, P-2023, y P-2024 para ser nuevamente atomizada en la parte alta de la unidad, el secuestrante no recirculado es enviado hacia el tanque de almacenamiento de amina rica T-2030 por medio de la vlvula de control de nivel LCV-2020.Operacin Scavenger V-2020El gas natural pasa entonces a travs de la parte superior del tanque a travs de una malla atrapa nieblas y abandona la unidad por el domo, intercambiando calor con la amina fresca de la descarga de P-2020 y P-2021 en un intercambiador de calor de tubos en tubo a contracorriente tipo enchaquetado, dirigindose posteriormente hacia el V-2030. Variables:Presin: 850-950 psi (vara con respecto a las condiciones ambientales)Temperatura: 110-120F (vara con respecto de la condiciones ambientales)Cambio de filtro de amina recirculada.

Control ScavengerControl de Nivel, LCV-2020Control por bajo nivel, LSLL-2020Control de presin por alivio, PSV-2020Control de inyeccin de amina pobre, controlador SentryNet 3 + Analizador de HS en corriente de salidaControl ScavengerConfiguracin de Bombas:Bombas de amina recirculada: 3 bombas al 100% (1200GPD)Bomba primaria (P-2021): Control automtico regulando la inyeccin de amina (Manual)Bomba secundaria (P-2022): Entra a operar al 100% de carga (400GPD) cuando se active alarma de High High en el analizador de HS a 2.00 ppm y una vez la concentracin haya bajado la bomba se ira a 0% de carga.

Control ScavengerSentryNet 3

Control ScavengerSentryNet 3, configuracin:VariableP-2021P-2022K-Factor*4572851540Chem Flow FS (GPD)400410Averaging (Pulses)500 500Chem Flow Units GPDGPDPrd Flow UnitsGPDGPDPump FS (strks/min)130130Control Fail Set (%Tolrnc)7070Delay (sec)500500Control ScavengerProblemas operacionalesDegradacin de la aminaFormacin de espumasSolidos y otros contaminantesCondiciones del equipo

Problemas operacionalesDegradacin de la aminaSe lleva acabo por diferentes factores, lo que ocasiona que la soluciones pierda eficiencia, selectividad y capacidad de absorber gases cidos.Degradacin trmica (347F)Presencia de oxigeno

Problemas operacionalesFormacin de espumasSe lleva acabo por diferentes factores, lo que ocasiona perdida de rea de contacto gas-lquido, llevando a perder capacidad de reaccin y perdida de amina pobre.Presencia de hidrocarburos lquidos (condensados)Presencia de cidos orgnicosInhibidores de corrosin no compatibles.Presencia de grasas jabonosas en vlvulas

Problemas operacionalesSolidos y otros contaminantesSe lleva acabo por diferentes factores, lo que ocasiona perdida de capacidad de absorber, debido al cambio de su pH.Presencia de sales estables producidas durante la reaccinExceso de antiespumanteOtras

Problemas operacionalesCondiciones del equipoSe debe a las condiciones operativas, y ocasiona perder eficiencia en el equipo y prdidad de amina pobre.Perdida de nivel de amina por descuidos operacionalesFalta de limpieza y mantenimiento a espreas y resto del equipoOtras.

TroubleshootingInyectar la cantidad recomendada de antiespumanteInspeccionar con frecuencia los filtros agua arriba del scavengerInspeccionar que no existan hidrocarburos condesadosLa temperatura de la amina pobre inyectada tiene que estar por encima de 10F de la temperatura de roco del gas de salida*Realizar limpieza y mantenimiento de los equipo Inspeccionar la operacin de las bombas de inyeccin y recirculacin