Post on 30-Oct-2014
CONTENIDO
ASPECTOS GENERALES
DESHIDRATACION DE GAS
ENDULZAMIENTO DE GAS
RECUPERACION DE AZUFRE
OTROS CONTAMINANTES
EL GAS NATURALEL GAS NATURAL
FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating CourseCourse
EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: CONTAMINANTESCONTAMINANTES
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
Deshidratacion
Refrigeration(1 x 100%)
Condensado
Butano
Gas a ventas
Recobro LGN
REfrigeracion(1 x 100%)
Recobro de Azufre
OffshoreGas
Condensado
Compresion(2 x 50%)
DeshidratacionRecepcion Recobro de LGNRemocion de
gas acidoRempcion de
mercurio
Propano
Azufre solido
Gas a ventas
OnshoreGas Butano
Compresion (2 x 50%)
Etano
Remocion de gas acido
Remocion de mercurio
Etano
ESQUEMAS DE PROCESO TIPICOESQUEMAS DE PROCESO TIPICO
EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONESEL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES
Componente Limite % molC1 Min 80,0C2 Máx. 12,0C3 Máx. 3,0
C4
InsaturadosMáx. 1,5 0,2
CO2 Máx. 8,5N2 Max 1,0H2 Max 0,1O2 Max 0,1CO Max 0,1
Comp en trazas UnidadH2S ppm 5-12
S (No odor.) ppm 28S (Odor.) ppm 36
Agua Lb/MM 7
Variable LimiteT rocío
Cricondentermico < Tamb máx. + 36 oF.
SG < 0,75
Presión < MAWP
T mínima > Trocio agua + 36 oF
> Trocio hidro + 36 oF
> T hidratos + 36 oFT 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: DENOMINACIONEL GAS NATURAL: DENOMINACION
TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOSTRATAMIENTO 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 psi
Sin liquidosSin
liquidos15 oF @ 500
psiH2S (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: ESPECIFICACIONESEL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES
USOS DEL GAS NATURALUSOS DEL GAS NATURAL
E & P GAS
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD
RESTAURANT
PRODUCCION DE POZOS
PROCESAMIENTO / EXTRACCION
LGN
GNLIMPORTACION
EXPORTACIONADICION
RETIROS
ALMACENAMIENTO
INYECCION PARA REC SECUNDARIA
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: HIDRATOSEFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS
FUENTE: IFPFUENTE: IFP
ELIMINACION / CONTROL DE AGUAELIMINACION / 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 AGUAREMOCION / CONTROL DE AGUA
FUENTE: GPSA Enginnering Data BookFUENTE: GPSA Enginnering Data Book
T1THIDRATOS
TMIN QAGUA
XINHIBIDOR
INYECCION DE INHIBIDOR
1
2
CONTROL DE HIDRATOSCONTROL DE HIDRATOS
Gas Export
Glicol rico
Glicol pobre
Reboiler
Emisiones de hidrocarburo
Surge
Almacenamient de glicol
Paquete de regeneración de glicol
Cortesia Twister
DESHIDRATACIONDESHIDRATACION: GENERAL: 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
TEG CON REGENERACION PROFUNDA
TEG CON REGENERACION CONVENCIONAL
INYECCION MEG/METANOL
LC
LC
PC
LC
GAS HUMEDO
GAS SECO
GLICOL POBRE
GLICOL RICO
TANQUE FLASH
ACUMULADOR
REBOILER
VAPOR DE AGUA
DESHIDRATACION CON GLICOLDESHIDRATACION CON GLICOL
CONDICIONES TIPICASCONDICIONES 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
DESHIDRATACION CON GLICOLDESHIDRATACION CON GLICOL
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 GLICOLESLOS GLICOLES
DESHIDRATACION CON TAMICESDESHIDRATACION CON TAMICES
GAS A DESHIDRATAR
GAS HUMEDO CALIENTEGAS 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: LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICASCONDICIONES 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 TAMICESDESHIDRATACION 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 MOLECULARESLOS 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 DESECANTESPROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES
FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del gas naturalgas natural
EFECTO DE LOS GASES ACIDOSEFECTO DE LOS GASES ACIDOS
H2S
TOXICIDAD
CORROSION (CON O SIN AGUA)
CO2
CORROSION (CON AGUA)
DISMINUCION DE PODER CALORIFICO
CONGELAMIENTO
Perdida de PesoPerdida de Peso
SSCCSSCC
TOXICIDAD DE HTOXICIDAD DE H22SS
CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO
(%) ppm , v0,00002 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 COCORROSIVIDAD DE CO22 (CON AGUA) (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 HELIMINACION DE H22S / COS / CO22
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
ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / COS / CO22
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
ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / COS / CO22
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 PROCESOSSELECCIÓN 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 HELIMINACION DE H22S: CRITERIOS S: CRITERIOS
ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS)(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: AMINASSOLVENTES 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
SOLVENTES QUIMICOS: AMINASSOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA
TERCIARIAS: MDEA SECUNDARIAS: 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)
SOLVENTES QUIMICOS: AMINASSOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
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 QUIMICOS: AMINASSOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
SOLVENTES FISICOSSOLVENTES 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 FISICOSSOLVENTES 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: TAMICESLECHOS SOLIDOS: TAMICES
Gas de regeneración a antorcha
Gas dulce
Gas agrio
Lecho # 1
Lecho # 2
Calentador
LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FELECHOS 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 SOLIDOSLECHOS 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 AZUFRERECUPERACION 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 FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur RecoveryTreating and Sulfur Recovery
REMOCION DE MERCURIOREMOCION 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 ES 50 μg/m3 (5000 VECES MAYOR)
REMOCION DE MERCURIOREMOCION DE MERCURIO
Gas con Hg
Gas sin Hg
PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)
ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADAACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADA
ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)
CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y AGUAAGUA
345 MM scfd 345 MM scfd → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO CARGACARGA
PATENTES: (IFP) PATENTES: (IFP)
DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMADISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA