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

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 DECOMPONENTES 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?

DESHIDRATACION

DE GAS

EFECTOS DEL AGUA

CORROSION .

HIDRATOS

CAPACIDAD DE GASODUCTOS

CONGELAMIENTO

SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE

HIELO, CONFORMADA PORMOLECULAS 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 regeneracin 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

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 GLICOL

CONDICIONES TIPICAS

Descripcin Temperatura oF (oC) Presin psia (bar)

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

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

Succin Bomba TEG 170-200 (76,7 93,3) Atmosfrica

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

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

Tope Regenerador 213 mx. (100 mx.) Atmosfrico

DESHIDRATACION 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 ebullicin 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 descomposicin (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206

LOS GLICOLES

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 mximo permitido exposicin 8 horas

0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vmitos,irritacin de ojos y garganta, parlisis olfativa en

periodo de 3-15 minutos

0,016 150 Parlisis olfativa casi instantnea

0,025 250 Exposicin prolongada conduce a edemapulmonar

0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parlisisrespiratoria entre 30-45 minutos de exposicin

0,07 700 Parlisis respiratoria en pocos minutos deexposicin

0,10 1000 Parlisis respiratoria instantnea 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

ELIMINACION DE H2S / CO

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

ELIMINACION DE H2S / CO

2

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. fsicos

(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 --- --- --- ---

SELECCIN DE PROCESOS

COS Sulfuro de carbonilo

(*) Denota mercaptanos

CS2 Disulfuro de carbono

EMS Etil metil sulfuro

DMDS Dimetil disulfuro

ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS

(SOLVENTES QUIMICOS)

Gas

agrio

Gas

Dulce

Amina

Rica

Gas

combustible

Gas cido

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

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

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)

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

Amina MEA DEA DGA MDEA

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

Carga gas cido

Scf gas acido / galn 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 (degradacin) mayor < MEA < DEA menor

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

Absorcin 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 regeneracin

SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS