1. ¿Qué hace?

El procesamiento del gas son los procesos industriales que transforman el gas natural extraído del subsuelo en:

• Gas Seco o Gas Natural Comercial GN

• Gas Licuado de Petróleo GLP

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples compuesta principalmente demetano (CH4) y otros hidrocarburos más pesados; además también puede contener trazas de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo desu origen se clasifica en:

• Gas asociado: es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas.

• Gas no asociado: es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.

Hay dos formas principales de transportar gas seco (gas natural comercial) de loscentros productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de Gas Natural Licuado (GNL).

Gas Natural

Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos.

Gas Asociado

Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas No Asociado

Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo alas condiciones de presión y temperatura originales.

Gas amargo

Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.

Gas húmedo

Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial.

Gas seco

Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso

Gas ácido

Gas que contiene cantidades apreciables de ácido sulfhídrico, dióxido de carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas amargo húmedo con bases fácilmente regenerables como son la mono y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propósito.

Gas dulce

Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes

Etano

Gas que en su estado natural es incoloro, inodoro e insípido, ligeramente más pesado que el aire. Su temperatura de condensación a presión normal es de -88.6º C. Sus límites de explosividad inferior y superior en el aire son 2.9 y 13.0 por ciento en volumen. Es el segundo miembro de la serie de las parafinas o alcanos. Su fórmula condensada es C2H6. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos delgas natural. Se usa como materia prima para la fabricación de etileno.

Propano

Gas que cuando puro es incoloro e inodoro, más pesado que el aire. Su temperaturade condensación a la presión atmosférica normal es -42.5º C; sus límites inferiory superior de explosividad en el aire son 2.4 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el tercer miembro de la serie de parafinas o alcanos; su fórmula condensada es C3H8. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de los condensados y de varios procesos de refinación, tales como ladestilación atmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y la reformación de naftas.

Butano

Gas que cuando es puro es incoloro e inodoro, más pesado que el aire; su temperatura de ebullición a la presión atmosférica normal es -0.5º C; sus límitesinferior y superior de explosividad en el aire son 2.1 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el cuarto miembro de la serie de parafinas o alcanos;su fórmula condensada es C4H10.

Pentanos

Hidrocarburos saturados de fórmula empírica C5H12, de los cuales son posibles tres isómeros. Líquidos incoloros, inflamables; solubles en hidrocarburos y éteres e insolubles en agua. Existen en las fracciones de más bajo punto de ebullición de la destilación del petróleo, de donde se obtienen.

¿CUÁLES SON SUS PRINCIPALES PRODUCTOS?

GAS SECO

• Fertilizantes nitrogenados

• Aditivos

• Anticongelante

• Fumigantes

• Desinfectantes

• Tintas

• Acabados textiles (ropa)

ETANO

Fibras textiles y resinas

• Envases de plástico

• Partes automotrices

• Cremas y perfumes

• Detergentes

• Líquido para frenos y amortiguadores

• Filtros y envolturas para cigarros

• Rollos fotográficos

• Tuberías

• Pinturas y esmaltes

• Cintas adhesivas

• Juguetes

• Partes automotrices

NAFTAS (GASOLINAS NATURALES)

Adhesivos y Pinturas

• Llantas

• Elástomeros

• Farmaceuticos y cosméticos

• Juguetes

• Bolsas

• Fibras textiles

• Teléfonos

• Resinas

• Poliuretanos

• Insecticidas

• Detergentes

PROPANO

• Fibras sintéticas

• Acrilicos

• Partes automotrices

• Teléfonos

• Pinturas y Esmaltes

• Tuberías

• Sacos para envasado de productos

• Juguetes

• Empaques

• Artículos domésticos.

PROCESAMIENTO DE GAS NATURAL

El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas natural. La composición del gas natural explorado varía significativamente en función de cada pozo individual y está constituida por hidrocarburos gaseosos, líquidos del gas natural, hidrocarburos líquidos y una determinada cantidad de agua y otros gases. Los pasos del proceso de purificación del gas natural van de la separación al tratamiento del gas amargo, a la

deshidratación del gas, a la captura de los líquidos del gas natural, hasta la compresión final en la red de tuberías del gas. Para monitorear y controlar estos procesos, los flujómetros y su funcionamiento preciso y fiable constituyen un punto crítico. A causa del ambiente difícil, las tecnologías de medición tradicionales a menudo se revelan insuficientes y no satisfacen plenamente las necesidades de la industria. Planta de Procesamiento de Gas Natural En esta planta se realizan todos los procesos para la obtención del gas natural con características exigidas para su transporte, venta y consumo. Deshidratación del Gas Natural Un aspecto que suele complicar el manejo del gas producido, es conocer con certeza el volumen de agua, quepuede estar disperso en el gas natural, (generalmente se encuentra saturado con agua en forma de vapor). Los cambios en la temperatura y presión condensan este vapor que altera el estado físico de gas a líquido y luego a sólido dentro de las tuberías y otros recipientes, que pueden generar problemas que pudieran llegar a ser graves, como en los sistemas criogénicos que no tienen ninguna tolerancia al agua, ya que estos trabajan a temperaturas comprendidas entre –100 -300ºF y el agua podría causar problemas muy graves a nivel operacional. Además podemos evidenciar los siguientes problemas:

Formación de ácidos

Peligro de explosión

Obstrucción en la tubería

Métodos para deshidratar gas natural

Proceso de absorción

Deshidratación de absorción implica el uso de un desecante líquido para la eliminación de vapor de agua del gas. La eliminación de agua con glicol químico líquido es a través de la absorción. El líquido seleccionado como el más deseable para la absorción de agua debe poseer las siguientes propiedades:

Alta eficiencia de absorción.

Debe ser no corrosivos a los tubos y válvulas y ser no tóxicos.

No debe haber interacción con la parte de hidrocarburos de los gases y ninguna contaminación por gases ácidos.

Los glicoles, especialmente etilenglicol, dietilenglicol, trietilenglicol, se acercanmás a la satisfacción de los criterios antes mencionados. Agua y glicoles muestran solubilidad mutua en la fase líquida.

Proceso de Adsorción

Deshidratación de adsorción es el proceso que utiliza un desecante sólido para la eliminación de vapor de agua de una corriente de gas.

Desulfurización del Gas Natural

Procesos de absorción química

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cualla solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato. El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas temperaturas).

Procesos de Adsorción Física

La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presióny la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución. Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Siel gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso deun solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicospara endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones: Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos (No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S. Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

Procesos Híbridos

Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes,

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano ( dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación. Procesos de Conversión Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucra la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.

Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría.

PLANTAS CRIOGÉNICAS

Se caracterizan porque el gas se enfría a temperaturas de -100 a -150 °F (Temperaturas Criogénicas); en este caso se requiere que el gas después de la deshidratación tenga un contenido de agua de unas pocas ppm, además se necesita que el gas se pueda despresurizar para poderlo enfriar. Las plantas criogénicas son la demayor rendimiento en líquidos recobrados, son más fáciles de operar y más compactas aunque un poco más costosas que las de refrigeración. La selección de una planta criogénica se recomienda cuando se presenta una o más de las siguientes condiciones. Especificaciones técnicas de las plantas criogénicas estándares ofrecidas oxígeno nitrógeno argón Productividad hasta 70 mil nm3 /hora Hasta 200 mil nm3 /hora hasta 2500 nm3 /hora Pureza de los productos hasta el 99,9% О2 hasta el 0,0001% О2 hasta el0,0001% О2 hasta el 0,0001% N2

Ventajas de las plantas criogénicas

Obtención de productos de la separación con un contenido extremamente bajo de las impurezas (productos de pureza excepcional). О2 – 99,5…99,9% N2 – 99,9995% Ar – 99,9995%

Posibilidad de obtener simultáneamente varios productos de la separación (separacióncombinada). Posibilidad de obtener productos de la separación tanto en forma gaseosa como en forma del líquido. Posibilidad de realizar varios regímenes en marco de una planta, con combinación diferente de los productos generados y de sus características. О2+N2 O2+Ar О2+N2+Ar gas líquido gas + líquido Consumo mínimo de energía durante la obtención de los productos de alta pureza.

Plazo duradero del funcionamiento continúo. hasta 2 años Gran seguridad del equipo. Servicio útil garantizada a largo plazo. hasta 25 años No existen Plantas criogenicasen Bolivia pero recientemente, el Viceministro de Industrialización Álvaro Arnez, informó que pronto arrancará el proyecto hidrocarburífero denominado ‘Gasoducto Virtual’, que tiene por objeto suministrar de Gas Natural Líquido (GNL) a regiones rurales alejadas de los ductos convencionales. [ABI - La Paz, 25 Febrero 2013]

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar elcontenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

Toxicidad del H2S.

- Corrosión por presencia de H2S y CO2.

- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.

- Disminución del poder calorífico del gas.

- Promoción de la formación de hidratos.

- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 gPeso molecular del H2S = 34.ppm (V) = %(V)*104Granos/100PCN = (5.1)Miligramos/m³ = (5.2)

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas

i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

ii) Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible quehaya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólidoo líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales yde seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

v) Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Tipos de procesosLos procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobrode azufre y en otros si. Las cinco categorías son:

- Absorción química. ( procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión.

- Absorción Física. La regeneración no requiere calor.

- Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración.

- Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre.

- Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de adsorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desdeel punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial y la figura 67 muestra el comportamiento.

Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso. Efectos Fisiológicos de la Concentración de H2S en el Aire(1).

Procesos de absorción químicaEstos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cualla solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones yaltas temperaturas).

PROCESOS CON AMINASEl proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropanolamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestraalgunas de las propiedades más importantes de ellas.

Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:

RNH2 + H2S RNH4S + calor (5.3)

2RNH2 + CO2 RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)

RNH2 + H2O + CO2 RNH3HCO3 + Calor (5.5)

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay producción de calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina. Lasaminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero por unos más que por otros; la afinidad de mayor a menor es la siguiente.

LA CAPACIDAD RELATIVA SE TOMA CON RESPECTO A LA DE MEA PARA ABSORBER H2S.

La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para removerH2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulación en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reacción estequiométrica para quitar un mol de H2S oCO2 se requiere una mol de MEA pero en la práctica se usa alrededor de 0.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEA es estable químicamente y aunque la rata de reacción con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorción dehidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados.

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su

corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y recuperar la MEA.

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene unaventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tanaltas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción conlos compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 yRSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se puede descomponeren la regeneración.

La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; tales concentraciones están dadas por peso. La estequiometría de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas ácido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 por problemas de corrosión; el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA. Mientras mayor sea larelación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el gas que puede eliminar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se depositasobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosión.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y desulfurizaciónsimultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultáneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a eliminar es baja.

La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solución rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora. La solución rica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solución pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.

En el regenerador la solución rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separación de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar

por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salió en estadogaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía, recircula, a la torre de regeneración. En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regeneradorse hace sacando solución de la torre haciéndola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresándola nuevamente a la torre.

Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de gaspara evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.

En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes seusa un regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobre que sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se envía al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periódicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

• PROCESOS CON CARBONATO

También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

REQUERIMIENTOS DE SOLVENTE Y DE CALOR EN EL REGENERADOR.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGAy sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Además los tamaños del

regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.

Procesos de Absorción Físicaa absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presióny y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos yluego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:

Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos (No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S

Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

• Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de estecontaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

Ventajas del Selexol:

• Selectivo para el H2S• No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas• No se requiere “reclaimer”.• Pocos problemas de corrosión• El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tienebajos requerimientos en tamaño de equipo.• Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

• Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos.• Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)• Solvente más costoso que las aminas• En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos.• Baja remoción de mercaptanos• Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

• Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el deaminas para reducir costos.

En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre seenvía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltosy al salir de éste se represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

Procesos Híbridos