Tratamiento Gas Natural

INTRODUCCION AL

TRATAMIENTO DE

GAS

CONTENIDO

ASPECTOS GENERALES

DESHIDRATACION DE GAS

ENDULZAMIENTO DE GAS

RECUPERACION DE AZUFRE

OTROS CONTAMINANTES

EL GAS NATURAL

FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating

Course

EL GAS NATURAL: CONTAMINANTES

SULFURO DE HIDROGENO: H2S

DIOXIDO DE CARBONO: CO2

SULFURO DE CARBONILO: COS

DISULFURO DE CARBONO: CS2

MERCAPTANOS: RSH

NITROGENO: N2

AGUA: H2O

DIOXIDO DE AZUFRE: SO2

MERCURIO

Propano

Azufre solido

Gas a ventas

Onshore

Gas Butano

Compresion

(2 x 50%)

Etano

Remocion de

gas acido

Remocion de

mercurio

Etano

Offshore

Gas

Condensado

Compresion(

2 x 50%)DeshidratacionRecepcion Recobro de LGN

Remocion de

gas acido

Rempcion de

mercurio

Propano

Deshidratacion

Refrigeration

(1 x 100%)

Condensado

Butano

Gas a ventas

Recobro LGN

REfrigeracion

(1 x 100%)

Recobro de

Azufre

ESQUEMAS DE PROCESO TIPICO

EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES

Componente Limite % mol

C1 Min 80,0

C2 Máx. 12,0

C3 Máx. 3,0

C4

Insaturados

Máx. 1,5 0,2

CO2 Máx. 8,5

N2 Max 1,0

H2 Max 0,1

O2 Max 0,1

CO Max 0,1

Comp en trazas Unidad

H2S ppm 5-12

S (No odor.) ppm 28

S (Odor.) ppm 36

Agua Lb/MM 7

Variable Limite

T rocíoCricondentermico < Tamb máx. + 36 oF.

SG < 0,75

Presión < MAWP

T mínima > Trocio agua + 36 oF

> Trocio hidro + 36 oF

> T hidratos + 36 oF

T maxima < 50 oC (122 oF)

< Tmax revestimiento

Wobbe 1179-1473

GAS ACIDO: H2S, CO2, COS, RHS, SO2. FORMAN ACIDOS EN

PRESENCIA DE AGUA. GAS DE COLA

GAS DULCE: GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS

GAS POBRE: GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANO

SIN COMPONENTES LICUABLES (GPM)

GAS RICO: GAS CON “ALTO” CONTENIDO DE

COMPONENTES LICUABLES (GPM)

GAS SECO: GAS SIN AGUA

GAS HUMEDO: GAS CON AGUA

EL GAS NATURAL: DENOMINACION

TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS

CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE Y

VENTA:

ELIMINACION DE CO2 Y/O H2S,

CONTAMINANTES

CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT)

DE AGUA E HIDROCARBUROS.

PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA

HASTA QUE NIVEL SE TRATA EL GAS?

Especificación Trans Canada Alberta

South

Wester

Coast

West

Coast

Canadian

West

Poder calorífico

mínimo (btu/pie3)950 975 1000 1000 950

Agua (lb/MMpie3)4 4 4 4

15 oF@500

psi

Pto Rocío (oF)15 OF @ 800 psi

15 oF @ 800

psiSin liquidos

Sin

liquidos

15 oF @ 500

psi

H2S (ppm)(grains/100

pie3) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1)

CO2 (%) 2 2 1 --- ---

O2 (%) --- 0,4 0,2 1 ---

Temperatura max

(oF)120 120 --- --- 120

Presión min (oF) 900 900 Varía Varia 500

EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES

USOS DEL GAS NATURAL

E & P GAS

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD

RESTAURANT

PRODUCCION

DE POZOS

PROCESAMIENTO /

EXTRACCION

LGN

GNL

ALMACENAMIENTO

INYECCION PARA

REC SECUNDARIA

DESHIDRATACION

DE GAS

EFECTOS DEL AGUA

CORROSION …….

HIDRATOS ………

CAPACIDAD DE GASODUCTOS

CONGELAMIENTO

SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE

“HIELO”, CONFORMADA POR

MOLECULAS DE HC ATRAPADAS EN

ESTRUCTURA DE MOLECULAS H2O.

PARA SU EXISTENCIA, HACE FALTA

HIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA,

ALTA PRESION Y BAJA TEMPERATURA

A ALTA PRESION, PUEDEN COEXISTIR EN

EQUILIBRIO A TEMPERATURAS

SUPERIORES AL HIELO (18-20 oC)

EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS

FUENTE: IFP

ELIMINACION / CONTROL DE AGUA

CONTROL DE HIDRATOS

INYECCION DE INHIBIDORES TERMODINAMICOS:

METANOL (T > 10 oC), GLICOLES (T < 10 oC)

INYECCION DE INHIBIDORES CINETICOS

ELIMINACION DE AGUA

DESHIDRATACION CON GLICOL

DESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

REMOCION / CONTROL DE AGUA

FUENTE: GPSA Enginnering Data Book

T1THIDRATOS

TMINQAGUA

XINHIBIDOR

INYECCION DE INHIBIDOR

1

2

CONTROL DE HIDRATOS

Gas Export

Glicol rico

Glicol pobre

Reboiler

Emisiones de hidrocarburo

Surge

Almacenamien

t de glicol

Paquete de regeneración de glicol

Cortesia Twister

DESHIDRATACION: GENERAL

EXTRACCION LGN

ESPEC GASODUCTO

T < -40 oC

T > -40 oC

REFRIGERACION

T AMBIENTE

TAMICES MOLECULARES

TEG CON REGENERACION

PROFUNDA

TEG + TAMIZ

INYECCION MEG/METANOL


PROFUNDA


CONVENCIONAL

INYECCION MEG/METANOL

LC

LC

PC

LC

GAS

HUMEDO

GAS SECO

GLICOL POBRE

GLICOL RICO

TANQUE

FLASH

ACUMULADOR

REBOILER

VAPOR DE

AGUA


CONDICIONES TIPICAS

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+)

Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+)

Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) Atmosférica

Separador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1)

Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.)

Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico


VENTAJAS: SIMPLE

PROBADA

BAJO CAPEX

BAJO OPEX

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 oF (-40 oC)

CONTAMINACION DE SOLVENTE /

PERDIDAS

ABSORCION DE AROMATICOS Y H2S

VENTEO A INCINERACION

EG DEG TEG Metanol

C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH

Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04

T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5

P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120

SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790

SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092

Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98

Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52

Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8

Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60

T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206

LOS GLICOLES

DESHIDRATACION CON TAMICES

GAS A DESHIDRATAR

GAS HUMEDO CALIENTE

GAS DE REGENERACION

600 FABIERTA

CERRADA

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite

Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi.

LOS TAMICES MOLECULARES:

CONDICIONES TIPICAS

Duración ciclo absorción 8-24 horas

Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción

Caída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)

DESHIDRATACION CON TAMICES

VENTAJAS: DEW POINT < -148 oF (-100 oC)

NO ABSORBEN AROMATICOS

REMUEVE H2O / H2S

NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTE

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX

DESECANTE SENSITIVO A HC

REMPLAZO PERIODICO ≈ 5 AÑOS

ALTA T regeneración

ALTA CARGA regeneración

LOS TAMICES MOLECULARES

Desecante Forma Densidad

(lb/pie3)

Tamaño de

particula

Contenido agua

salida (ppm,p)

Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10

Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1

Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1

Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10

Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10

Tamiz molecularEsférica 42-45

4-8 Mesh

8-12 Mesh0,1

Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1

PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES

FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del

gas natural

ENDULZAMIENTO

DE GAS

EFECTO DE LOS GASES ACIDOS

H2S

TOXICIDAD

CORROSION (CON O SIN AGUA)

CO2

CORROSION (CON AGUA)

DISMINUCION DE PODER CALORIFICO

CONGELAMIENTO

Perdida de Peso

SSCC

TOXICIDAD DE H2S

CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO

(%) ppm , v

0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable

0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas

0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos,

irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa en

periodo de 3-15 minutos

0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea

0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema

pulmonar

0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis

respiratoria entre 30-45 minutos de exposición

0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de

exposición

0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte

CORROSIVIDAD DE CO2

(CON AGUA)

PP CO2 < 7 PSI: CORROSION BAJA

7 < PP CO2 < 30 PSI: CORROSION MODERADA

PP CO2 > 30 PSI: CORROSION SEVERA

CO2 + H2O H2CO3 Fe3CO2+2H++2e-

+ Fe

ELIMINACION DE H2S / CO

2

LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES

IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA

INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS

VARIOS PROCESOS

SOLVENTES QUIMICOS

SOLVENTES FISICOS

PROCESOS EN LECHO SOLIDO

CONVERSION DIRECTA

SECUESTRANTES

MEMBRANAS


2

SOLVENTES QUIMICOSAMINAS

BENFIELDTM Y CATACARBTM

SOLVENTES FISICOSPROPILENO CARBONATO (FLUOR)

SELEXOLTM (UNION CARBIDE)

RECTISOLTM (LINDE AG)

SULFINOLTM (SHELL)

LECHOS SOLIDOSTAMICES MOLECULARES

ESPONJA DE HIERRO

SULFATREAT

OXIDO DE ZINC

CONVERSION DIRECTALOCATTM

SULFEROXTM

SECUESTRANTESTRIAZINASTM

SULFA CHECKTM

SULFA SCRUBTM

OTROS

OTROSMEMBRANAS

DESTILACION EXTRACTIVA

HIBRIDO


2

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. físicos

(Selexol)

Solv. hibridos

(Sulfinol)

Carb. Potasio

(Benfield)

Tamices

moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

SELECCIÓN DE PROCESOS

COS … Sulfuro de carbonilo

(*) … Denota mercaptanos

CS2 … Disulfuro de carbono

EMS … Etil metil sulfuro

DMDS … Dimetil disulfuro

> 20 Ton/día:

TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE

Entre 150 kg/d - 20 Ton/día:

REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO

< 150 kg/día:

SECUESTRANTES NO REGENERABLES

ELIMINACION DE H2S: CRITERIOS

ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS

(SOLVENTES QUIMICOS)

Gas

agrio

Gas

Dulce

Amina

Rica

Gas

combustible

Gas ácido

Contactor

Separador de

entrada

Separador de

salida

Tanque

flash

HX amina

rica/pobre

Bomba

amina

Filtros

Enfriador

de amina

Rehervidor

Reclaimer

(opcional)

Bomba reflujo

Tambor

reflujo

Condensador

reflujo

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

AguaSalBaseAcido

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin 222

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin 222

LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS

SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA

UTILIZACION PARA REMOCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

CALOR

CALOR


AMINAS PRIMARIAS: MEA,

DGATERCIARIAS: MDEASECUNDARIAS: DEA,

DIPA

MAYOR REACTIVIDAD

MENOR SELECTIVIDAD

REQUIERE RECLAIMING

MAYOR REQUERIMIENTO

ENERGETICO

CORROSIVO

ADECUADO PARA BAJA

PRESION

DEA MUY UTILIZADA

20-50% SOLUCION

MENOR REQUERIMIENTO

ENERGETICO QUE MEA

NO REQUIERE RECLAIMING

INCREMENTO REACTIVIDAD

INCREMENTO SELECTIVIDAD

MENOR REACTIVIDAD

MAYOR SELECTIVIDAD

UTILIZADA PARA CO2 BULK

REMOVAL

MENOR REQUERIMIENTO

ENERGETICO

MONOETANOLAMINA (MEA)

DIETANOLAMINA (DEA)

DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

DIGLICOLAMINA (DGA)

METILDIETANOLAMINA (MDEA)


Amina MEA DEA DGA MDEA

Concentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50

Carga gas ácido

Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio

mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio

Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor

Presion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-Alta

Absorción HC media media alta baja

Selectividad H2S no > MEA no alta

VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO

AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE

ENTRADA Y SALIDA

REMUEVE CO2 / H2S A ESPECIFICACION

A BAJA PRESION DE ENTRADA

DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX

INTENSIVO EN ENERGIA

CORROSION

GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION

ALTA CARGA regeneración


SOLVENTES FISICOS

Gas

agrio

Gas

Dulce

CO2

H2S

Contactor

Separador de

entrada

Separador de

salida

Tanque

flash

Enfriador

CO2

Tanque

flash Gas

Despojamiento

Despojador

H2S

Solvente pobre

Solvente semi pobre

Calentador

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA

REGENERACION A BAJA T

ECONOMICO PARA BULK REMOVAL

SELECTIVO AL H2S

REMUEVE COS, CS2

DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA PP GAS ACIDO

(PP gas acido > 50 psi)

LIMITADO A BAJO % HC PESADOS

GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION

NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACION

PROCESOS BAJO LICENCIAS

SOLVENTES FISICOS

TAMICES MOLECULARES:

SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO

OPERANDO Y UNO EN REGENERACION.

GAS DE REGENER. A INCINERADOR O

PLANTA DE AZUFRE

PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2

SIMULTANEAMENTE

LECHOS SOLIDOS: TAMICES

Gas de regeneración a

antorcha

Gas dulce

Gas agrio

Lecho # 1

Lecho # 2

Calentador

LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE

Gas agrio

Gas dulce

Lecho

base

hierro

H2SLecho

Fe o

Tamiz

Sulfuro

de hierro

Económico para menos de 500 Kg/d

de remoción

ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H2S EN

LECHO DE Fe O3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER

CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE

ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON

PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION

SULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO

CON FeO3 PATENTADO. SELECTIVO A H2S. NO

AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA.

OXIDO DE ZINC: LECHO SOLIDO DE OXIDO DE

ZINC

LECHOS SOLIDOS

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA

ALTA CAPACIDAD DE REMOCION

SELECTIVO AL H2S

BAJO CAPEX

SIN GAS DE COLA

DESVENTAJAS: VIDA UTIL DE LECHOS

DISPOSICION DE LECHOS

POCO FACTIBLE A ALTOS CAUDALES

RECUPERACION DE

AZUFRE

RECUPERACION DE AZUFRE

Endulzamiento

de gas (H2S)

Gas natural agrio

Gas de refinería

agrio

Recuperación de

Azufre SRU

Gas ácido a venteo o

incineración

Regulaciones

ambientales

De cola a venteo o

incineración

Regulaciones

ambientales

Tratamiento gas

de cola

LA MAYOR PARTE DE LA

PRODUCCION DE AZUFRE

ES OBLIGADA Y NO POR

NEGOCIO

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas

Treating and Sulfur Recovery

OTROS

CONTAMINANTES

REMOCION DE MERCURIO

PEQUEÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS

EN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOS

CRIOGENICOS

LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSION

ES 0,01 μg/m3 PARA EVITAR CORROSION

LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES50 μg/m3 (5000 VECES MAYOR)

REMOCION DE MERCURIO

Gas con Hg

Gas sin Hg

PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg

y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)

ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO

O ALUMINA IMPREGNADA

ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA

VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)

CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y

AGUA

345 MM scfd → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO

CARGA

PATENTES: (IFP)

DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA

Tratamiento Gas Natural

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