Ing. A. C. Saavedra

El gas natural es una mezcla de

hidrocarburos parafínicos livianos y algunas

sustancias contaminantes como el H2S, CO2,

N2, H2O y varios otros compuestos químicos

presentes en menores cantidades.

COMPONENTES

CO2 H2S N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+

Gas Inerte

Gas ácido

GNL

G.N.

GLP

Gasol.Natural

LGN

Conden.Estabiliz

El Gas se extrae con una cierta cantidad de

condensados los cuales se separan en una

batería de separadores en los sistemas de

recolección.

El gas ya liberado de sus condensados a las

temperaturas y presiones de salida, es

transportado por medio de ductos hacia las

instalaciones de tratamiento de gas.

Las instalaciones de tratamiento de gas

natural son principalmente:

Plantas de Endulzamiento

Plantas de Deshidratación de Gas.

Estas plantas tienen la finalidad de extraer los

compuestos ácidos del gas, principalmente CO2,

H2S y otros compuestos sulfurados, que en

contacto con el agua producen corrosión, la

reducción de la vida útil de las instalaciones.

TRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

Corrosión en Equipos de Endulzamiento

Los métodos más usados son:

La absorción química con soluciones de

aminas.

La absorción física con soluciones de los

compuestos ácidos.

La adsorción por medio de lechos sólidos.

Combinaciones de las anteriores.

Absorción Química

La absorción química con soluciones de aminas,

extraen los compuestos ácidos a elevadas

presiones y bajas temperaturas en una torre

contactora de absorción de platos o lecho

empacado.

Luego en el proceso de regenerado de las soluciones

de aminas se liberan los gases ácidos y la amina

se recircula para comenzar de nuevo el proceso.

Absorción Física

En esta tecnología de absorción física con

soluciones de los compuestos ácidos, el

regenerado se realiza por cambios de

presión y no requiere variaciones de

temperaturas importantes.

Adsorción por medio de Lechos Sólidos

La adsorción por medio de lechos sólidos,

como el Sulfatreat y el Iron Sponge, en

estos casos el sólido adsorbe los gases

ácidos y los retiene en su masa, una vez

saturado el lecho se tiene que sustituir.

RECUPERACIÓN DE AZUFRE

Aminas primaria:

MEA=Monoetanolamina

Aminas secundaria:

DEA=Dietanolamina

Amina terciaria:

TEA=Trietanolamina

MDEA=Metildietanolamina

PLANTAS DE ENDULZAMIENTO

• MEA: Monoetanolamina (PM = 61,08)• DGA: Diglicolamina ( PM = 105,14)• DEA: Dietanolamina (PM = 105,14)• DIPA: Diisopropanolamina (PM = 133,19)• MDEA: Metildietanolamina ( PM = 119,17)• TEA: Trietanolamina (PM = 148,19)

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 --- --- --- ---

Referencias:COS : Sulfuro de carbonilo(*) : Denota mercaptanosCS2 : Disulfuro de carbono

EMS : Etil metil sulfuroDMDS : Dimetil disulfuro

Tabla 1 . Guía para la selección de procesos

Según los fabricantes incrementan los beneficios

para reducir la corrosión, caudal de circulación,

requerimientos de energía, incremento de

capacidad, etc.

Los principales son: Gas/Spec Textreat Ucarsol MDEA plus

PLANTAS DE ENDULZAMIENTO

Solvente % peso

solución

con agua

Rata de

Circulació

n gpm

Carga molar

moles gas

ácido/mol

solvente

Scf gas ácido

removido/gal de

solución

Vapor de despojo

lb/gal

sol.

lb/h

MEA 18 1475 0,30 2,82 1,2 106 200

DGA 60 870 0,25 4,80 1.5 78 300

DEA 25 865 0,62 4,82 1,1 57 090

DEA(SNPA) 25 485 1,10 8,56 1,1 32 00

MDEA 35 865 0,50 4,82 1,0 51 900

K2CO330 1550 0,30 2,69 0,5 45 500

Fig. 2-6 Eliminación de H2S según el flujo másico de alimentación

Fig. 2-7 Criterios de selección entre procesos de endulzamiento con aminas

pesoAML

AGQPMgmpUSCirc

aa

aa

%**

%***219,0).(

)min(

)min(

Remoción de gas ácido =

)min(

)min( %***72,31

aa

aa

PM

pesoAML

(scf gas ácido/gal de amina)

Ec. 2-2

Ec. 2-1

La rata de circulación de solvente en galones por minuto:

Tiene la ventaja de funcionar a temperaturas algo superiores.

La gravedad específica para soluciones de K2CO3 se puede estimar con un 2 % de error de la fórmula siguiente:

)100/(%0,1 32)( 32COKpesoCOK

g

glgas KV

gasVP

TZQd

*

***4,59

Diámetro de la absorbedora:

[ ft /s]

[ pulgadas]

)(

)()( 035,1

agua

MDEAMDEA

Fig. 2-4 Propiedades físicas de químicos de tratamiento

Duty, Btu/hQ

Área, ft2

A

Rehervidor (Fuego directo) 72 000 *gpm 11,30 * gpm

HEX Amina rica/pobre 45 000 * gpm 11,25 * gpm

Enfriador de amina con aire 15 000 * gpm 10,20 * gpm

Condensador de reflujo 30 000 * gpm 5,20 * gpm

Bomba principal de amina gpm * psig * 0,00065 = hp

Bomba reforzada para amina gpm * 0,06 = hp

Bomba de reflujo gpm * 0,06 = hp

Condensador aéreo gpm * 0,36 = hp

Tabla 2-3 estimativos de requerimientos de intercambio de calor

Tabla 2-4 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y enfriadores con aire

Fig. 2-10 Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del diámetro

Rata Circulación

sol. gpm

DiámetroRegeneradora

Tanque IntermedioAcumulador de

Reflujo Tambor FlashFiltro de Carbón

Activo

Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud

10 16 24 72 16 36 24 72 16 84

25 24 42 96 24 48 42 96 24 84

50 30 48 144 30 96 48 144 30 96

100 42 60 192 42 96 60 192 42 96

200 60 84 288 60 96 84 288 60 96

300 72 84 384 72 96 84 384 72 96

400 84 96 384 84 96 96 384 84 96

Tabla 2.5 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con aminas (Pulgadas)

Fuente: “GPSA”

Acondicionamiento Del Gas Natural

Variable Límite Unidad Metano (C1) 80,00 %m Etano (C2) 12,00 %m Propano (C3) 3,00 %m Butanos+ (C4+) 1,50 %m Nitrógeno (N2) 1,00 %m Dióxido de Carbono (CO2) 8,50 %m Densidad Relativa 0,75 adimensional Sulfuro de Hidrógeno (H2S) 12,00 ppm molar Vapor de Agua (H20) 7,00 Lb/MMPCS Temperatura de Rocío de Hidrocarburos (TRH)

< Tamb mín en 20/36

°C / °F

Temperatura Mín/Máx 2–50/36-122 °C / °F Fuente: Covenin 3568-2-2000

ACONDICIONAMIENTO DEL GAS NATURAL

Deshidrataciónmediante TEG

Gas sin agua y rico

Gas Metano

TRANSMISIÓN YDISTRIBUCIÓN

Remoción de H2S y CO2

Remoción de H2S y CO2