introduc_tratam_gas1

INTRODUCCION AL TRATAMIENTO DE

GAS

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

DESHIDRATACION DE GAS

EFECTOS DEL AGUAEFECTOS 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: 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

ENDULZAMIENTO DE GAS

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


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


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


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)


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 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 AZUFRE

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

OTROS CONTAMINANTES

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

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