tratamiento de gas mod 3

UNEFA Tratamiento de Gas Ing. Arévalo Uribe

UNIDAD III. Tratamiento de Gas Natural

1.1. Introducción

El tratamiento de gas natural son un conjunto de operaciones que se realizan para eliminar impurezas, y ajustarlo a los parámetros establecidos por las regulaciones de cada cliente. Cada impureza contenida en el Gas puede ocasionar diversos problemas como ilustra la siguiente tabla:

Por lo cual es necesario eliminarlas para: 1. Maximizar la seguridad de las instalaciones y de las personas. 2. Minimizar las fallas operacionales. 3. Adecuar el gas a las especificaciones exigidas por los clientes (calidad del gas). 4. Proteger el medio ambiente.


Los procesos comunes de tratamiento de gas son los siguientes:

1.2. Limpieza del gas natural Se entiende por limpieza del gas el proceso de remoción de partículas muy pequeñas (menores de 10 micras) de sólidos y gotas de liquido que se encuentran suspendidas en el gas. Para remover partículas sólidas se utilizan filtros y para separar las partículas liquidas del gas se usan los depuradores (Scrubbers).


Cuando se requiere un gas natural muy limpio (contenido de partículas menores de 0.5 micras), se utiliza un FILTRO-DEPURADOR.

El grado de separación (de partículas solidas y liquidas) del gas natural depende de la aplicación particular y está fijado como una especificación técnica. Justificación La limpieza del gas se justifica por las siguientes razones: 1. Economía: recuperar hidrocarburos líquidos 2. Para prevenir problemas operacionales: erosión, formación de espuma y reducción de la

eficiencia de los procesos de transporte, compresión, tratamiento y criogenia

Aplicaciones Los depuradores y los filtros protegen procesos e instalaciones y se colocan a la entrada de:

Plantas compresoras (también en las inter-etapas) Unidades turbogas (para generar electricidad) Plantas criogénicas Plantas de tratamiento

1.2.1. Principios y mecanismos de separación

1) Separación de partículas sólidas principio: retención de partículas sólidas en un medio filtrante formando torta o incrustamiento en los poros del medio filtrante. Mecanismo: uso de un medio filtrante apropiado. Equipo: filtro.


2) Separación de partículas liquidas principio: coalescencia y asentamiento gravitacional (diferencia de densidades entre el líquido y el gas). Mecanismo: cambios de dirección y de velocidad del gas. Equipo: extractor de niebla. 1.3. Control de hidratos

Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión, el agua y ciertos hidrocarburos, forma

compuestos sólidos llamados hidratos. Estos cristales pueden taponar válvulas, conexiones y aún bloquear completamente líneas. Los tapones o terrones de hidratos cuando se transportan con el flujo de gas pueden dañar y aún romper tuberías, válvulas, conexiones y el interior de recipientes.

El metano, etano, propano, iso-butano, gas carbónico y ácido sulfhídrico fácilmente formarán hidratos, pero el n-butano sólo con dificultad lo hace; los pentanos e hidrocarburos más pesado no forman hidratos. Los hidratos se formarán si el gas dulce que contiene el agua libre se enfría por debajo de su temperatura de formación de hidratos. La temperatura a la cual se formarán hidratos depende de la presión y de la composición actual del gas.

Por lo tanto, la línea de formación de hidratos mostrada no puede ser completamente precisa

para todos los gases pero es típica para muchos gases y para un aproximación detallada más precisa, deben usarse gráficos separados. La formación de hidratos se puede evitar ya sea usando un inhibidor de hidrato para mezclarlo con el agua libre que está presente en el gas o que se ha condensado durante el enfriamiento, o por remoción del agua desde el gas (deshidratación) antes que su temperatura caiga por debajo de la temperatura de formación de hidrato. 1.4. Deshidratación del gas natural:

La deshidratación del gas natural son procesos que permiten eliminar el exceso de agua presente en el gas, entre los métodos mas comunes se encuentran:

1.4.1. Absorción por un líquido

La deshidratación por absorción es uno de los métodos más satisfactorios de deshidratación. Aunque se puede usar cualquiera de los líquidos desecantes, la gran mayoría de los sistemas de absorción usan glicol para remover el vapor de agua del gas y puede establecerse que se deshidrata más gas natural con glicol que por cualquier otro medio.


Algunas veces se usan deshidratadores de cloruro de calcio para secar pequeña cantidades de

gas en áreas aisladas o remotas. Sin embargo, debe notarse que este método no es proceso de absorción. Como en el sistema están presentes sólidos de cloruro de calcio, en sentido estricto se efectúa un proceso de adsorción.

a. Deshidratación con glicol.

El proceso de deshidratación de gas natural más común es el contacto del gas con un líquido higroscópico como el glicol. Este es un proceso de absorción, donde el vapor de agua en la corriente de gas es disuelto en un corriente de glicol relativamente pura.

La deshidratación con glicol no es relativamente costosa, ya que el agua puede separarse

fácilmente del glicol por calentamiento; a esto se le llama regeneración o reconcentración del glicol.


b. Deshidratación por un desecante sólido

Donde se necesita la más alta depresión posible de punto de rocío puede ser mas efectivo el proceso de adsorción usando un desecante sólido y seco. En los procesos de adsorción los materiales se concentran en la superficie de un sólido como un resultado de las fuerzas que existen en esta superficie. El proceso de adsorción, igual que los procesos de absorción, no involucra reacciones químicas; la adsorción es puramente un fenómeno superficial. “superficial” no se refiere sólo a la superficie exterior de la partícula adsorbente sino a la superficie efectiva de los capilares y poros.

Cualquier adsorbente comercial usado para este proceso tendrá un área superficial total de

2400000-3900000 pie2/lb (500-800 m2/gramo). Hay un gran número de desecantes sólidos disponibles para la deshidratación de gas. En la mayoría de los sistemas se usa alúmina activada (un purificador, fabricado versión bauxita que se ha vuelto poroso por activación) o un desecante tipo sílice-gel. Estos desecantes se pueden activar o regenerar así que se pueden usar durante muchos ciclos de adsorción y reactivación. Con deshidratación de desecantes sólidos se puede obtener puntos de rocío muy bajos y en esta forma es común una resultante residual de vapor de agua de menos de ½ lb/mmpcs a la salidade gas. En una aplicación normal, esto puede corresponder a un punto de rocío de -40of.


1.5. Endulzamiento del gas

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 el contenido 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.

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 que haya 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 sólido o 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 y de 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.

Los 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 recobro de azufre y en otro si. Las cinco categorías son:

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

b. Absorción Física. La regeneración no requiere calor.

c. 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.

d. Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre. e. 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 desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial.

1.5.1. 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 cual la 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).

a. Procesos con aminas

El 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), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).

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).

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.


b. Proceso con carbonato de potasio caliente

Este proceso utiliza carbonato de potasio para remover CO2 y H2S. Lo hace mejor con presión parcial de CO2 en un rango de 30-90 psi.

Las reacciones se hacen reversibles al reducir la presión parcial del componente ácido. Las

reacciones son reversibles basada en las presiones parciales de los gases ácidos. El K2CO3 puede también reaccionar reversiblemente con COS y CS2.

1.5.2. Procesos de Absorción Física

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 de aminas 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 se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y 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.

Ventajas • 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 tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo. • Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.


Desventajas.

• 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.

1.5.3. 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, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.

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.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

Ventajas del Sulfinol.

• Exhibe excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc. • El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradación. La remoción de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano.


• La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

• No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar. • El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un “reclaimer”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “reclaimer “ que trabaja al vacío en lugar de un “reclaimer” atmosférico. • Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación. • Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre. • Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160 °F.

1.5.4. 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 involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford.

• Proceso Stretford.

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.


Ventajas del Proceso

• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM. • Proceso Selectivo no remueve CO2. • No requiere unidad recuperadora de azufre. • Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación • El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

• Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo. • El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho. • Los químicos son costosos. • El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca. • Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil.

1.5.5. 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

Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.

a. Esponja de Hierro:

La esponja de hierro usa la reacción química del oxido férrico con H2S para endulzar corrientes de gas. 2Fe2O3 + 6H2S → 2Fe2S3 + 6H2O La reacción requiere la presencia de agua levemente alcalina y de temperatura por debajo de 110F. Para regenerar el oxido férrico, el sulfuro férrico se oxida con aire para producir sulfuro y regenerar el oxido férrico. Por último, el azufre se oxida a anhídrido sulfuroso. 2Fe2S3 + 3O2 → 2Fe2O3 + 6S S2 + 2O2 → 2SO2 En este último caso, el proceso de regeneración debe hacerse con gran cuidado debido a que la reacción con el oxígeno es exotérmica.


b. Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos.

Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están disponibles en varios tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principal causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criógénicos.


Ventajas.

Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S. Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2. Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.

1.6. Avances tecnológicos en el Tratamiento del Gas

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más económicos, menos costosos y más eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural, como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC) especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido en la remoción del sulfuro de hidrógeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos costosos, más eficientes y más amistosos con el medio ambiente.


Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes,

económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.

Dentro de los desarrollos tecnológicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mencionar los siguientes: • Uso de membranas para endulzamiento del gas. • Remoción del H2S usando inyección directa de barredores de H2S a la tubería. • Uso de nuevos materiales como la N – Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento

1.6.1. Uso de membranas de filtración selectiva en el tratamiento del gas

Una tecnología que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no hidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son más confiables que otros a base de solventes químicos y con altos costos de mantenimiento y dependen únicamente de la naturaleza del material de la membrana. Estas características hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.

La tecnología de membrana está emergiendo rápidamente en la industria del petróleo para uso en el tratamiento de gases de producción. La filtración selectiva consiste en que una membrana polimérica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas natural cuando se somete a una presión diferencial.

1.6.2. Barredores de H2S

Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración, lo cual implica el uso de equipos múltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; además en los procesos de regeneración se presenta la formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final incrementa aún más los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de químicos barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.

En el área del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminando recipientes contactores e inyectando los químicos directamente a la tubería. Esta aproximación de inyección directa, aunque aparentemente sencilla ha sido difícil aplicar con


éxito, siendo los principales problemas obtener resultados de remoción aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.

1.6.3. Desarrollo de Nuevos Materiales

La N-Formilmorfolina (NFM) es un solvente físico que ha demostrado que tiene importantes ventajas técnicas y económicas para el tratamiento de gases de baja calidad o gases de síntesis. Esta tecnología emergente es el producto de actividades de investigación y desarrollo del IGT; ya se puede obtener comercialmente y se ha probado en programas de pruebas de campo como una aplicación de endulzamiento del gas natural con significativas ventajas con respecto a otras tecnologías existentes. Las ventajas más importantes que ha mostrado son las siguientes:

Baja Inversión de capital Altas concentraciones de CO2/H2S en los gases a tratar. Mayor rendimiento del producto. Estabilidad del solvente. Ambientalmente compatible. Simplicidad operacional.

La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, una sustancia ampliamente conocida en técnicas de refinería y usada para prevenir corrosión. Exhibe alta selectividad con buena capacidad de solubilidad porque el grupo formil está ligada al nitrógeno activo en el anillo de la morpholina. Es un solvente único por su selectividad, capacidad de disolución, compatibilidad ambiental, no corrosividad y alto punto de ebullición.

Otras características importantes de la NFM son:

• Por su estructura polar posee alta capacidad de retener grandes cantidades desde H2S y CO2 • Absorbe pocas moléculas de hidrocarburos. • Debido a su estructura polar tiene alta selectividad por las moléculas de CO2 y H2S permitiendo altas temperaturas de operación, presiones más bajas y menores tasas de solvente. • Es ambientalmente compatible pues es una sustancia no tóxica y biodegradable. • Por su alta temperatura de ebullición se ha usado por largos períodos a temperaturas de 200 °C sin degradación o ruptura térmica del solvente. Los procesos de tratamiento del gas natural operan a temperaturas de unos 180 °C.

• Es químicamente estable y no reacciona con otros componentes o contaminantes del gas a tratar

• Las mezclas NFM agua son básicas debido a la ligera hidrólisis del NFM, lo cual se traduce en protección contra la corrosión.

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