tratamiento del gas natural y equipos de separaci n
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GAS NATURAL
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran en los yacimientos, bien
sea disueltos en el petróleo crudo (gas en solución) o formando una fase gaseosa. A
condiciones atmosféricas de presión y temperatura, esta mezcla permanece en estado gaseoso.
El gas natural es un combustible limpio y amigable con el ambiente (ecológico), utilizado
ampliamente coma fuente de energía, como materia prima en el sector industrial y bajo
diversas formas en el hogar, contribuyendo a mejorar la calidad de vida de las personas.
COMPONENTES DEL GAS NATURAL
El gas natural esta compuesto por hidrocarburos gaseosos e impurezas. Una vez
eliminadas las impurezas, quedan Metano (gas), LGN y GLP (ambos líquidos).
METANO:
El gas metano es un hidrocarburo mas liviano que el aire, por lo que se dispersa mas
fácilmente que en éste, no es venenoso, es incoloro e inodoro y actualmente es distribuido por
PDVSA Gas, hasta los centros de consumo domestico, comerciales e industriales.
LGN, LÍQUIDOS DEL GAS NATURAL:
Los componentes líquidos del gas natural, etano, propano, butanos y pentanos se conocen
con el nombre de LGN. Son utilizados como combustible y como materia prima en diferentes
industrias.
GLP, GAS LICUADO DEL PETRÓLEO:
Nombre dado a la mezcla de propano y butanos, que puede ser almacenada y transportada
en forma líquida en bombonas a presión. De uso domestico e industrial como combustible y
como materia prima en la industria petroquímica.
TRATAMIENTO:
Es un paso previo a la fase de procesamiento, para eliminar las impurezas que trae el gas
natural, como agua, dióxido de carbono, helio y sulfuro de hidrógeno. El agua se elimina con
productos químicos que absorben la humedad. El sulfuro de hidrógeno se trata y elimina en
plantas de endulzamiento. Estas impurezas se recuperan y pueden ser comercializadas para
otros fines.
PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DEL GAS CON GLICOL.
Se basa en el contacto del gas con un líquido higroscópico tal como un glicol. Es un
proceso de absorción donde el vapor de agua presente en el gas se disuelve en la corriente de
glicol líquido puro.
En 1937 se instalo la primera planta de dietilenglicol (DEG) y en 1947 comenzó a
utilizarse trietilenglicol (TEG). La performance de una unidad deshidratadora es medida por
su habilidad para reducir el punto de rocío del gas. En los comienzos una depresión de 60 oF
(33 oC) era considerada excepcionalmente buena pero mejoras operativas hicieron que ya en
1970 se llegara a 150 oF (83 oC).
En un proceso típico el gas húmedo pasa a través de un (scrubber) removedor de líquidos
libres. Luego, el gas ingresa al contactor e “intercambia” el agua con el glicol que circula en
contracorriente. El agua es absorbida por el glicol y el gas deja el contactor a través de un
removedor de niebla (demister) para reducir el transporte de glicol en el gas de salida a la línea
de venta.
En las plantas LTS también de emplean glicoles para evitar la formación de hidratos en
los intercambiadores, las consideraciones que siguen también son validas para esta aplicación.
El glicol rico (en agua) es bombeado a través de un filtro y luego a un intercambiador
glicol – glicol que eleva la temperatura del glicol rico antes que ingrese al regenerador.
El glicol es separado del agua y los contaminantes de bajo punto de ebullición en la
columna del regenerador (reboiler) reteniéndose estos últimos. El reboiler usualmente es del
tipo tubos de fuego y funciona produciendo la temperatura requerida para alcanzar la
eficiencia de remoción de agua buscada. Un acumulador almacena el glicol reconcentrado que
luego pasa al intercambiador glicol – glicol que reduce la temperatura a un nivel que no dañe
las bombas. Usualmente, antes de las bombas se intercala un filtro para remover
contaminantes que cause excesivo desgaste de la bomba.
Bajo la designación de glicoles incluimos cuatros compuestos trietilenglicol,
dietilenglicol, tetraetilenglicol y monoetilenglicol. Los más empleados en nuestro país son el
trietilenglicol (TEG) y el monoetielenglicol (MEG).
El análisis del glicol es muy útil para determinar la eficiencia operacional de la planta.
Existen especificaciones que deben cumplir los glicoles y existen también propiedades
típicas, algunas de los cuales puedan ser comparados con los mismos glicoles en uso para
observar su apartamiento.
ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover 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 removerlos 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 remover 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 remover 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 removido del gas natural y es
necesario removerlo, 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, aún 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.
TIPOS DE PROCESOS.
Los procesos que se aplican para remover 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
removerlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otros si. Las
cinco categorías son:
- Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace
con incremento de temperatura y decremento de presión.
- Absorción Física. La regeneración no requiere calor.
- 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.
- Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre.
- 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 remover el H2S es su presión parcial.
• 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).
• 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). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más
importantes de ellas.
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).
• PROCESOS CON CARBONATO
También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de
carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de
regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el
KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.
La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa
como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la
contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido
bórico.
Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA,
DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de
la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida
en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y
operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de
prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador
del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que
se debe circular. Además los tamaños del regenerador, el rehervidor y el condensador de
reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.
• DIMENSIONAMIENTO
Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de
endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas.
Una vez que se han realizado los cálculos básicos del proceso se puede proceder a determinar
el tamaño de los equipos. El diámetro de la contactora se basa en la presión de operación y la
cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseño específico de cada plato y
generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia entre el 10 y el
20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre sí
unas 24 pulgadas.
• PROCESOS DE ABSORCIÓN FÍSICA
La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son
aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes.
Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor
o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe
el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas;
obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad
de que se disuelva el gas en la solución.
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar
tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el uso de un solvente físico
puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que
estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es
económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse
bajo las siguientes condiciones:
Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de
propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( No se
requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de
H2S.
Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.
• PROCESO SELEXOL
Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las
aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo
de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2 , permitiendo la
absorción preferencial del H2S . Cuando se requieren contenidos de este contaminante para
gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación
la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos
se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.
Ventajas del Selexol:
• Selectivo para el H2S
• 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 del Selexol.
• 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 mas 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.
• 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.
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.
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.
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 y el proceso del Hierro Esponja.
• 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.
• PROCESO DEL HIERRO ESPONJA.
Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión
también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.
Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho de madera
triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta
afinidad por el H2S. La reacción química que ocurre es la siguiente:
Fe2S3 + 3H2O (5.18)Fe2O3 + 3H2S
La temperatura se debe mantener por debajo de 120°F pues a temperaturas superiores y
en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.
El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente reacción:
2Fe2O3 + 6S (5.19)2Fe2S3 + 3O2
La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y costosa;
además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas.
El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el
aire lentamente, para evitar que se presente combustión. Generalmente, despues de 10 ciclos el
empaque se debe cambiar.
En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas agrio. Las
principales desventajas de este proceso son:
Regeneración difícil y costosa
Pérdidas altas de presión
Incapacidad para manejar cantidades altas de S
Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad
adecuada para venderlo.
Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una
suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para
garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la suspensión de óxido de hierro (15). El
proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se
puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la
reacción no produce SO2.
El gas proveniente de un separador gas-líquido se hace pasar por un despojador de
entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido que no se pudo retirar en el
separador Gas-líquido; al salir del despojador el gas está saturado con los componentes
condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre
esté subsaturado con tales componentes y así evitar que en la contactora el gas pueda llevar
líquidos que afectarían el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por
su parte inferior.
Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad,
sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para
permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de más del 90% y su función es
servir como medio para que la lechada de óxido de hierro y el gas establezcan un contacto
íntimo. La torre además dispone de conexiones para inyección de químicos en caso de que sea
necesario para mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en
el empaque.
La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de óxido de hierro
en una proporción 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensión del óxido en el
agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al tanque a través de boquillas mientras se
agrega el óxido por la parte superior. Una vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la
torre y cuando el proceso está en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de
óxido de hierro en suspensión.
Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también se le retira
parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a
una unidad de deshidratación. Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o
sea cuando la suspensión ha perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio
de lechada de la siguiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada,
se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la contactora a través
de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón de gas a
100 lpc., después de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torre y se
inyecta la nueva suspensión que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación
dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se deberán tener dos contactoras.
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 mas 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.
• 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 criogénicos.
El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera
circulando una porción del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600°F o
más, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta,
éste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es
quemado, generalmente.
Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de
gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento
y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.
Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de gas pero con
contenidos bajos de contaminantes ácidos. Una innovación reciente del proceso con mallas
moleculares permite la remoción selectiva de H2S en presencia de CO2.
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.
PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN PROCESO DE
ENDULZAMIENTO
SELECCIÓN DE PROCESOS APLICABLES
Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los
procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:
- Especificaciones del gas residual
- Composición del gas de entrada
- Consideraciones del proceso
- Disposición final del gas ácido
- Costos
- Especificaciones del gas residual.
Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del
proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto
serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay
veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder
calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta
y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de
CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizás el
mas, en el gas de salida.
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS,
CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre
tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar
tratamiento de estos líquidos.
• CARACTERÍSTICAS DEL GAS A TRATAR.
Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento, algunos procesos
tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la
selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad
relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber
hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los hidrocarburos, los
cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de
recuperación de azufre.
La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del
proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos
unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar
cuando se va a trabajar a presiones bajas.
La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente;
una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por encima
de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada habrá
condensación y los siguientes problemas de formación de espumas.
La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el número de
plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.
• CONSIDERACIONES DEL PROCESO
La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de
hacer el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación. La disponibilidad del
medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes. Además la
temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del solvente. En
zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento
el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del
solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135– 140°F, lo cual impedirá
usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas.
• DISPOSICIÓN FINAL DEL GAS ÁCIDO
La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o
incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales.
Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a
tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color
del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su
calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego
por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere mas presión que si se va a incinerar.
• COSTOS
Los factores de costo que se deben tener en cuenta son:
- Costos de equipo
- Costos de Potencia
- Costos de solvente
- Costos de combustible.
Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los
de absorción física y los híbridos son mas eficientes en este sentido que los de aminas.
CAPACIDAD DE REMOCIÓN DE ÁCIDOS
Los procesos con carbonato se usan básicamente para remover CO2 y son buenos para
tratar gases agrios con contenidos altos , mayores del 20%, de gases ácidos pero generalmente
requieren un paso adicional de tratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y llevar
el contenido de gases ácidos a los niveles exigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con
excepción de los de carbonato, remueven el H2S hasta 4 ppm o menos, pero no todos
remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven el CO2, y el DIPA
y los solventes físicos tienen grados de remoción variables dependiendo del contenido de CO2
y del diseño.
CONSIDERACIONES DE DISEÑO
• DIMENSIONAMIENTO APROPIADO.
El dimensionamiento, además de que afecta la tasa de circulación del solvente es
importante por los siguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitación y
turbulencia y debe haber espacio adecuado para la liberación del vapor.
• ACONDICIONAMIENTO DEL GAS DE ENTRADA.
Especialmente es importante la filtración y remoción de líquidos presentes en el gas de
entrada; tanto las partículas sólidas como los líquidos presentes en el gas ocasionan problemas
en las plantas de aminas. Se deben remover partículas de hasta 5 micrones.
• SELECCIÓN DE MATERIALES.
La mayoría de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono
pero por las condiciones de corrosión, presión y temperatura a las que tienen que trabajar es
muy común operaciones de reposición de piezas o partes por su estado de alteración por
corrosión al cabo de tiempos de operación relativamente cortos. Se recomienda el uso de
aceros resistentes a la corrosión con espesor de tolerancia para la misma de aproximadamente
1/8 de pulgada para los recipientes y además monitoreo del problema de corrosión.
• FILTRADO DE LA SOLUCIÓN
Es una de las claves más importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de
aminas. Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento,
pero el hecho de que este se presente es una prueba de la necesidad de filtración. Los filtros
remueven partículas de sulfuro de hierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse
en los sistemas de endulzamiento; si estos materiales no se remueven tienen tendencia a
formar espumas y crear problemas de corrosión.
Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solución siendo el promedio entre 20 y
25%; mientras mayor sea el porcentaje filtrado mejor será la calidad de la solución, pero se
requiere mayor mantenimiento de los filtros. La caída de presión a través del filtro se toma
como referencia para el cambio del mismo. El tamaño de poro del filtro puede variar desde
uno hasta micrones dependiendo de las características de las partículas a remover pero una
selección de un filtro de 10 micras es típica y parece adecuada.
• PÉRDIDAS Y DEGRADACIÓN DE LAS AMINAS.
Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe
reemplazar y esto representa una fracción apreciable de los costos de operación.
El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosión y
contribuye a la formación de espumas.
Las pérdidas de solvente se pueden reducir usando ”reclaimers” y filtros, instalando
despojadores a la salida de contactora y el regenerador, teniendo colchón de gas ( Gas
Blanketing) en el almacenamiento del solvente y diseñando adecuadamente los sistemas
intercambiadores de calor para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de
calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300°F a 50 Lpc. y cuando es aceite
caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 °F.
• FORMACIÓN DE ESPUMAS.
Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas –
líquido y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de
inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de
inhibidor y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequeña cantidad de inhibidor puede
resolver el problema , pero una cantidad mayor del mismo lo puede reiniciar. Cuando se
observa una caída de presión alta en la contactora se debe realizar una inspección del
antiespumante.
La formación de espumas se debe intentar controlar con el uso del “reclaimer” y
filtración, el uso de inhibidores será un último recurso pues ellos solo controlan el problema
no lo resuelven. Una causa de formación de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la
condensación de hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la
temperatura de la solución pobre ( la que está entrando a la contactora) a una temperatura 10 0
15°F por encima de la temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden
requerir diferencias aún mayores.
• OPERACIÓN DEL REGENERADOR
Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos
pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. Las
soluciones de amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 °F
( 280 °F para la DGA) y en promedio entre 230 y 240°F para prevenir la degradación térmica.
Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presión del regenerador requerida para forzar
el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas más altas.
El diseño del rehervidor también involucra consideraciones importantes. Debe haber
espacio adecuado entre tubos para permitir la liberación del vapor. Los tubos siempre deben
estar cubiertos con algunas pulgadas de líquido y se debe garantizar un flujo estable de calor
que no exceda los 12000 BTU/pie2/h.
• OPERACIÓN DEL “RECLAIMER”.
La función del reclaimer es reversar las reacciones de degradación de las aminas
destilando las aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable,
con aspecto de lodo, el cual hay que remover periódicamente. El “reclaimer” maneja entre 1 y
2% de la tasa de circulación del solvente y debe tener orificios de acceso para remover los
residuos no regenerables. Algunos “reclaimers” trabajan de forma intermitente, otros de forma
continua, algunos al vacío y otros a presiones ligeramente por encima de la presión
atmosférica.
• CORROSIÓN
Esta es quizás la principal preocupación en la operación de una planta de endulzamiento
y los procedimientos planteados antes para controlar problemas de operación en las plantas de
endulzamiento también sirven para controlar la corrosión. Una planta de aminas diseñada
adecuadamente debe tener posibilidades de instalación de cupones que permitan monitorear el
problema de corrosión. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso
se debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la solución del solvente para evitar
problemas de espumas y degradación del solvente.
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 remosión 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,
mas eficientes y mas 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
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 aun mas
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.
El GRI está patrocinando un programa de evaluación de tecnologías de barrido de H2S
como parte de un programa global de remoción y recuperación de azufre. Uno de los objetivos
fundamentales de este trabajo es desarrollar un conocimiento mas sólido de los fundamentos
de barrido con inyección directa ( inyectando barredores químicos directamente a la tubería).
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 remosión aceptable de H2S y
costos mayores en muchos casos.
Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para
remover bajas concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los
procesos convencionales de endulzamiento con aminas no son métodos económicos de
tratamiento especialmente cuando no se requiere la remosión de CO2. Históricamente, la
industria de producción de gas ha usado procesos de barrido de H2S no regenerativos En estos
procesos un agente barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los productos de la
reacción se separan del gas tratado y se desechan.
Los agentes barredores de sulfuro de hidrógeno se aplican generalmente a través de uno
de los siguientes métodos:
1) Aplicación por intervalos de tiempo del agente secuestrante líquido en una torre
contactora “sparged”.
2) aplicación por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes sólidos en una
contactora de lecho fijo.
3) inyección continua y directa de agentes barredores líquidos. Estudios de campo han
demostrado que el desempeño de los sistemas con inyección directa de barredores es más
difícil de predecir que los sistemas basados en torres contactoras porque la fundamentación
teórica asociada con su comportamiento y costos es bastante desconocida y porque los
parámetros de aplicación, tales como velocidad del gas, condiciones de mezcla líquido – gas y
tiempo de contacto varían ampliamente de un sitio a otro. Como resultado la remosión de
H2S, el uso de químico y los costos del mismo son bastantes específicos de cada sitio y no se
pueden predecir con facilidad.
Proceso de Endulzamiento del Gas Natural
PUNTO DE ROCIO.
El gas natural se utiliza por todo el mundo como combustible. Hay muchos métodos
para medir su punto de condensación:
Comportamiento de las fases
DIAGRAMAS DE FASE DE LOS CINCO FLUIDOS PRESENTE EN UN
YACIMIENTO
Antes de analizar todo lo relacionado a los diagrama de fases, es conveniente describir los
factores que gobiernan el comportamiento de fases. En una mezcla de hidrocarburos, el
comportamiento de fases se ve influenciado por cuatro factores físicos, los cuales son: Presión,
atracción molecular, energía cinética y repulsión molecular. Las moléculas de los
hidrocarburos tienden a mantenerse juntas debido a efectos de presión y atracción molecular lo
que trae consigo un aumento de la densidad proporcional a estos parámetros; así mismo, las
60
27002600
100%90%80%70%60%
50%
40%
30%
20%10%
2500240023002200210020001900180017001600150014001300
80 100 120 140 160TEMPERATURA, °F
GAS0%
LÍQUIDO
PRES
IÓN,
Lpc
a
180 200 220 240 260
LÍQUIDO + VAPOR (GAS)
fuerzas de atracción molecular son directamente proporcionales a la masa de las moléculas e
inversamente proporcional a la distancia entre las mismas.
Por otro lado la energía cinética y la repulsión molecular a tienden a dispersar las
moléculas. A elevadas temperaturas mayor es la tendencia a separarse las moléculas
produciendo disminución de la densidad, tal es el caso de la licuefacción de un gas o
expansión de un gas.
Los hidrocarburos se comportan normalmente pasando de fase gaseosa a líquida por
aumento de presión y/o disminución de temperatura y de pasar de fase líquida a gaseosa por
disminución de presión y/o aumento de temperatura.
Los diagramas de fase representan la mejor forma de evidenciar el comportamiento de
fase de mezclas de hidrocarburos que se encuentran en los diferentes yacimientos petrolíferos.
Un diagrama de fase esta comprendido por curvas de burbujeo y de rocío las cuales convergen
en un punto crítico; en los puntos de burbujeo el sistema o la mezcla de hidrocarburos se
encuentra en equilibrio con la fase líquida con una cantidad infinitesimal de gas, análogamente
en los puntos de rocío el sistema se encuentra en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad
infinitesimal de liquido.
El diagrama de fase posee tres zonas bien definidas, una primera región del liquido que
se encuentra ubicada fuera de la envolvente de fase y a la izquierda de la temperatura critica;
una segunda zona que igualmente esta fuera de la envolvente pero a la derecha del punto
crítico y una tercera zona que se que se encuentra delimitada por la envolvente la cual
constituye una región de dos fases en donde se encuentra en equilibrio el gas y el liquido. En
esta región se observa las líneas de isocalidad las cuales son curvas que tienen igual
porcentaje volumétrico de líquido en la mezcla de líquido-gas. Así, las curvas de burbujeo y
rocío son líneas de 100% y 0% de líquido.
Diagramas de fase de los cinco fluidos presente en un yacimiento
De igual forma en el diagrama de fase de la figura anterior, se observan dos puntos
extremos P y T. El punto T se denomina temperatura cricondentérmica y no es más que la
máxima temperatura a la cual existe equilibrio entre vapor y líquido. La presión del punto P se
llama presión cricondembárica y es la máxima presión a la cual existe equilibrio entre vapor y
líquido. Dependiendo de la composición del fluido, la posición relativa de dichos puntos varía.
La construcción de un diagrama de fase se basa en la determinación de los puntos de
rocío y burbuja de la mezcla a diferentes condiciones de presión y temperatura. Esto es posible
solo si se conocen de antemano las fracciones molares y las propiedades críticas de cada
componente de la mezcla.
COSTA AFUERA
El gas se seca generalmente costa afuera, antes de ser comprimido para la transmisión
por la tubería o el petrolero a la base de la orilla. El exceso de humedad se debe quitar para
prevenir la condensación perjudicial en el compresor.
Plataforma petrolífera
Las plataformas petrolíferas extraen el petróleo de depósitos que se hallan bajo el fondo
del mar, en el lecho marino.
TERRESTRE
La medida es necesaria por exactamente la misma razón, mientras que el gas se
comprime más lejos para la tubería transmisión/distribución, o el almacenamiento en la fase
líquida.
EL RE-GASEAR
Cuando está almacenado en bulto como líquido, el líquido refrigerado pasa a través de
intercambiadores de calor en la etapa de la evaporación. Estos intercambiadores de calor son
propensos a la salida – a introducir la humedad indeseada en el gas muy seco, así que el
contenido de agua se supervisa inmediatamente después del intercambiador de calor para los
propósitos de la detección.
La medida en gas natural no es difícil, pero hay varias consideraciones especiales:
La sequedad costa afuera es alcanzada a menudo pasando el gas sobre el glicol líquido
(en un ' contactor de glicol '). El gas en el enchufe será seco, pero puede contener algo de
residuo líquido del glicol, o adherencia al cilindro. Esto no dañará el sensor de medición, pero
si el sensor está cubierto con una película del glicol entonces que su respuesta llegará a ser
muy lenta - debe por lo tanto ser evitada usando un filtro que se une en la línea de la muestra.
Exactamente de la misma manera, el líquido condensado del hidrocarburo en el gas
contaminará el sensor y el resultado en una respuesta muy lenta.
Obviamente una instalación de gas natural debe ser segura debido al riesgo. El medidor
automático del punto de condensación (dew point) esintrínseco y seguro como estándar. Los
instrumentos en línea se pueden hacer intrínsecos y seguros usando la unidad de la barrera
Zener y si no hay área segura para la localización del instrumento, entonces el modelo a
prueba de explosiones SDAEXD hace una ' área segura local ' para el instrumento. El modelo
SWM-SSNG tiene regulación de dos etapas de la presión con el drenado del condensado, y se
ocupará del condensado del hidrocarburo o de la contaminación del glicol, mientras que el
modelo
SWM-SSNGH ha calentado la regulación de dos etapas de la presión y se utiliza para
las instalaciones en donde puede haber contaminación pesada de condénsate/Glicol o para los
líquidos ligeros del hidrocarburo que se vaporizarán.
FASES DE LA INDUSTRIA DEL GAS NATURAL
La industria del gas natural comprende una fase de Explotación y una de
Procesamiento. La primera consta de una etapa de Producción, otra de Separación y una de
Comprensión. La segunda requiere una etapa de Tratamiento previa a los procesos de
Extracción de Líquidos y Fraccionamiento. Adicionalmente, la industria incluye actividades
de Transporte, Distribución y Utilización.
PRODUCCIÓN:
La primera etapa de la industria del gas natural es la actividad de producción, que consiste
en llevar el gas desde los yacimientos hasta la superficie a través de los pozos productores. En
el subsuelo, el gas natural se encuentra disuelto o en la capa de gas en los yacimientos de
petróleo; en estado gaseoso en los yacimientos de condensado (“Gas Asociado”) y en
yacimientos de gas libre (“Gas no asociado”).
SEPARACIÓN:
Una vez en la superficie, el gas natural es sometido a un proceso de separación de los
líquidos (petróleo, condensado y agua) en recipientes metálicos a presión llamados
separadores. El gas que sale de este proceso es un gas natural rico. El gas libre no requiere
separación, va directamente a tratamiento.
SEPARADORES
El propósito esencial de todo separador es liberar la fase deseada tan completamente de las
otras como sea posible, y para esto hay que seleccionar el proceso físico adecuado.
Se diseñan equipos para separar mezclas de diferentes fases, a saber: gas-líquido, gas-
sólido, líquido-líquido.
Los separadores forman parte de un gran grupo de equipos que involucran los procesos
físicos de separación de fases: sólidas, líquidas y gaseosas
CLASIFICACIÓN DE LOS SEPARADORES
Los separadores se pueden clasificar en base a varios criterios tales como:
El número de fases a separar
Los tipos de fases a separar
La forma o posición del separador
Ubicación relativa que ocupa el separador
Aplicación de las operaciones
Presión de operación
Los procesos de separación
SEGÚN EL NÚMERO DE FASES A SEPARAR
Se pueden clasificar en los siguientes grupos: bifásico ( 2 fases) y trifásico ( 3 fases).
Un ejemplo delos separadores bifásicos se pueden mencionar los separadores gas-líquido,
los cuales son típicos en los campos petroleros.
Un ejemplo de separadores trifásicos lo constituye aquel que se usa para separar los
componentes de los fluidos que se producen en un pozo petrolero. En este caso, en el mismo
separador se logra separar el crudo, el agua y el gas. Sin embargo, por razones operacionales
este tipo de equipo es poco usado en los campos petroleros de nuestro país.
SEGÚN LOS TIPOS DE FASES A SEPARAR
Se pueden clasificar en los siguientes grupos:
Gas-Liquido.
Gas-Sólido.
Líquido-Líquido
Líquido-sólido
Sólido-sólido
Gas-líquido-sólido.
SEGÚN SU FORMA Y POSICIÓN.
Los separadores gas-liquido generalmente se clasifican por su forma en tres grupos:
horizontales, verticales y esféricos.
SEPARADORES VERTICALES
Los separadores verticales, mostrado en la figura siguiente, son usualmente cuando la
razón gas-liquido es alta. En ellos el fluido entra chocando una placa desviadora con lo cual
inicia la separación primaria. El líquido removido por la placa de entrada cae al fondo del
equipo. El gas se mueve hacia arriba, pasando a través de un extractor de neblina para remover
la neblina suspendida, y entonces el gas seco fluye hacia fuera. El líquido removido por el
extractor de neblina coalescen en gotas más grandes con lo cual caen a través a través del gas
al depósito de líquido en el fondo del equipo.
El nivel del líquido no es crítico y variar algunas pulgadas sin afectar la eficiencia
operativa. Esto se debe a que su altura es mayor a la de un separador horizontal.
La capacidad para manejar baches de líquidos es comúnmente obtenida por incremento de
la altura.
Pueden acumular gran cantidad de arena, ya que se acumulan en un área específica del
fondo.
Son fáciles de limpiar
Tienen mayor capacidad para manejar volúmenes anormales.
Existen menos tendencias para la re-evaporación del líquido.
El extractor de neblina puede reducir significativamente el diámetro del separador vertical.
Ocupa menos espacio en el piso que un separador horizontal.
SEPARADOR HORIZONTAL
Los separadores horizontales, como se muestra en la figura siguiente, son más eficientes
donde grandes volúmenes de fluido total y grandes cantidades de gas disuelto están presentes
con el líquido. La gran área superficial de líquido provee óptimas condiciones para la
liberación del gas. En ellos el líquido que ha sido separado del gas se mueve por la parte
inferior del equipo hacia la salida del líquido. El gas separado pasa a través de un extractor de
niebla antes de salir.
Pueden manejar bien la producción de petróleo con espumas.
El manejo de baches de líquido se obtiene por una disminución del tiempo de retención e
incremento del nivel de líquido
Resultan más económicos que los verticales
Son más fáciles de colocar sobre una plataforma metálica
Resultan más económicos y más eficientes para manejar altos caudales de gas y líquido.
Requieren diámetros más bajos para una capacidad determinada con respecto a los
verticales.
Para una capacidad fija su costo es menor que el de uno vertical
Su instalación, mudanza y servicio resulta menos complejos que el de uno vertical.
La superficie disponible para la separación gas-líquido es mayor, lo cual hace más efectivo
el proceso de separación
SEPARADORES ESFÉRICOS
Los separadores esféricos son ocasionalmente usados para altas presiones donde el tamaño
compacto es deseado y los volúmenes de líquido son pequeños. En la figura siguiente se
observa que la distribución geométrica de la salida y entrada de los fluidos difiere del resto de
los separadores.
Son los más económicos
Son los más completos
Tienen buena capacidad para manejar volúmenes de reserva
Son más difíciles de construir.
SEGÚN LA UBICACIÓN RELATIVA QUE OCUPA EL SEPARADOR
SEPARADOR DE ENTRADA
Cuando está ubicado en la entrada de la planta, para recibir los fluidos en su condición
original, cruda; obviamente en este caso habrá que esperar la posibilidad de recibir impurezas
de cualquier tipo.
SEPARADOR EN SERIE
Los que están colocados uno después del otro; o en paralelo, uno al lado del otro. En el
primer caso de la depuración se realiza de manera progresiva y, en el segundo, las dos
unidades hacen el mismo trabajo.
SEGÚN SU APLICACIÓN EN LAS OPERACIONES
SEPARADOR DE PRUEBA
El propósito esencial de todo separador de prueba es separar y cuantificar las fases de la
mezcla proveniente de un pozo. Estos pueden estar permanentemente instalados o ser
portátiles, además pueden estar equipados con diferentes tipos de instrumentos para la
medición de petróleo, gas y/o agua para pruebas de potencial, pruebas de producción
periódicas pruebas de pozos marginales, etc.
SEPARADOR DE PRODUCCIÓN
El separador de producción es utilizado para separar los fluidos producidos provenientes
de un pozo o un grupo de pozos a través de la línea del múltiple de producción.
CLASIFICACIÓN
Aplicación en las operaciones
SEGÚN LA PRESIÓN DE OPERACIÓN
La mayoría de los separadores de petróleo y gas operan en un rango de presión de 20 a
1500 psi, por lo que esto puede clasificarse en separadores de baja, media y alta presión. Los
separadores de baja presión usualmente operan dentro del rango que oscilan entre 10 a 20
hasta 180 a 255 psi. Los separadores de media entre 230 a 250 hasta 600 a 700 psi. Mientras
que los separadores de alta presión generalmente operan dentro de un amplio rango de presión
entre 750 a 1500 psi.
ProducciónPrueba
Producción
SEGÚN LOS PROCESOS DE SEPARACIÓN
Se pueden clasificar en los siguientes grupos:
Separadores convencionales
Depuradores separadores tipo filtro
Separación de liberación instantánea
Separadores tipo pulmón
Tratadores térmicos
Torres de destilación
Goteo en línea (line drilp)
SEPARADORES CONVENCIONALES
Es un envase que se usa para separar una mezcla de componentes en una o dos
corrientes, líquida y otra gaseosa. Generalmente las corrientes líquidas contienen muy poco
líquido. Ejemplos de separadores convencionales son los separadores gas-líquido (bifásico) y
los gas-crudo-agua (trifásico) que se usan en la industria petrolera.
DEPURADORES
Los depuradores son separadores que no posee:
Capacidad para hacer una separación gas-líquido cuando los volúmenes de
líquido pueden ser apreciables.
Tamaño suficiente para que el asentamiento por fuerza gravitacional sea
optimo.
La función básica de un depurador es remover pequeñas cantidades de líquido de una
mezcla predominante gaseosa. Su diseño se fundamenta en la primera sección de separación,
donde predominan elementos de impacto para remover partículas líquidas. El líquido puede
estar íntimamente mezclado con el gas o en forma libre. Los valores de la constante K usados
en el diseño de los depuradores para determinar la velocidad crítica son aproximadamente 2/3
mayores que los usados para un separador
SEPARADORES TIPO FILTRO
Esta clase de separadores se usa mucho para remover partículas líquidas antes de que el
gas sea succionado por los compresores.
Un separador tipo filtro generalmente posee dos compartimientos. El primero de ellos
contiene unos filtros coalescentes. Cuando el gas fluye a través de estos filtros, las partículas
líquidas coalescen y forman partículas de mayor diámetro. Cuando estas partículas alcanzan
diámetros apreciables son empujadas a un segundo compartimiento por el flujo de gas.
El segundo compartimiento generalmente posee extractores de neblina que pueden ser
de:
Malla metálica
Mallas plásticas
Anillos colocados en forma concéntrica laminada colocadas en forma de
zig.zag.
En este segundo compartimiento son removidas las gotas de mayor diámetro. En algunos
casos la remoción puede ser aproximadamente 100% para partículas mayores de 2 micrones y
cerca de 96% para las partículas entre 0.5 y 2 micrones.
Algunos separadores tipo filtro poseen un tubo de barril conectado al separador y el
cual permite el almacenaje de líquido removido o la acumulación para casos de flujo inestable
(flujo en oleaje)
SEPARACIÓN DE LIBERACIÓN INSTANTÁNEA (TANQUE FLASH)
Esta clase de separadores consiste en un envase que se utiliza para separar gases que se
liberan de un líquido sometido a un proceso de liberación instantánea. Generalmente parte del
líquido se volatiliza al experimentar una disminución de presión en el separador.
SEPARADOR TIPO GOTEO EN LÍNEA (LINE DRIP)
Este tipo de separadores normalmente se usa en líneas con relaciones gas-líquido muy
altas. Su objetivo fundamental es remover el líquido libre y no necesariamente todo el líquido
contenido en la corriente gaseosa, como puede ser por ejemplo, el líquido que fluye
entrampado en el gas. Por lo tanto, los envases de goteo en línea permiten la acumulación y
separación de líquido libre.
De este amplio universo de separadores solamente se concentrará la atención en los
separadores gas-líquido, los cuales son utilizados frecuentemente en las áreas de producción
para separar el gas del petróleo y el agua.
SEPARADORES TIPO TAMBOR (SCRUBBER O KNOOCKOUT DRUM)
Es un recipiente diseñado para manejar corrientes con una alta relación gas-líquido. El
líquido, por lo general, entra como una niebla, disperso en el gas, o arrastrado en la parte
inferior de la tubería. Este contenedor posee poca capacidad para retención de líquido.
SEPARADORES TIPO TRAMPA (SLUG CATCHER)
Es un separador diseñado para atrapar, de manera continua o a intervalos irregulares,
grandes volúmenes de líquido. De ordinario, se consiguen en sistemas de recolección
bifásicos. Un Slug catcher puede ser un solo recipiente o un conjunto de tuberías
direccionadas (acopladas a un manifold).
MODELO FÍSICO
La caída de una partícula sumergida en un fluido se representa mediante el modelo físico
mostrado en la siguiente figura, en esta se indican las diferentes fuerzas que intervienen en el
fenómeno. El movimiento de la partícula bajo la acción combinada de estas pueden describirse
aplicando la segunda ley de Newton al modelo mencionado.
FUERZAS QUE INTERVIENEN SOBRE LAS PARTÍCULAS
• Las fuerzas externas que actúan sobre la partícula: fuerzas gravitatorias o centrífugas.
• La fuerza de empuje, debido a la inmersión de la partícula en el fluido.
• La fuerza de arrastre, debida al movimiento de la partícula respecto al fluido.
MECANISMOS DE SEPARACIÓN
Existen varios procesos físicos de separación, los cuales se basan en los principios
siguientes:
Gravedad
Fuerza centrifuga
Choque
Filtración
Coalescencia
En los equipos utilizados en la industria petrolera los principios mas usados son los tres
primeros.
EN EL SIGUIENTE DIBUJO SE ILUSTRAN LOS SIGUIENTES MECANISMOS.
1.-Separación por Choque
2.-Separación por Coalescencia
3.-Separación por Gravedad
SEPARACIÓN POR CHOQUE CONTRA UNA SUPERFICIE
Fases de fluidos con diferentes densidades tendrán diferentes momentum. Si un flujo
de dos fases cambia rápidamente de dirección o se aproxima a una superficie, el gran
momentum no permitirá a las partículas de la fase más pesada cambiar tan rápidamente como
las partículas de la fase mas liviana, de tal manera que las partículas mas pesadas continúen en
línea recta y ocurra la separación. Cuando una corriente de gas se aproxima a una superficie, la
fase gaseosa de desvía y la fase líquida contenida en la gaseosa choca contra la superficie
ocurriendo de esta manera la separación de fases.
SEPARACIÓN POR COALESCENCIA
Gotas muy pequeñas tales como nieblas no pueden ser separadas por gravedad. Estas
gotas pueden ser coalescidas para formar gotas más grandes que asentarán por gravedad.
Herramientas coalescentes fuerzan al gas a seguir un camino tortuoso. El momentum de las
gotas causadas en ellas por coalescer con otras forma gotas más grandes que pueden asentarse
fuera de la fase gaseosa por gravedad
SEPARACIÓN POR GRAVEDAD
Las gotas de líquido se asentarán fuera de la fase gaseosa si la fuerza gravitacional es
mayor que la fuerza de arrastre o dragado del flujo de gas alrededor de la gota. Estas fuerzas
pueden ser descritas matemáticamente usando la velocidad límite.
SEPARADORES VERTICALES
Fuerza de Gravedad
Fuerza de Flotación
Fuerza de arrastre
Fuerza Resultante
SEPARADORES HORIZONTALES
MODELO FÍSICO
Fuerza de Gravedad
Fuerza de Flotación
Fuerza de arrastre
Fuerza Resultante
SECCIONES DE UN SEPARADOR
1.- Sección de separación Primaria
2.- Sección de las fuerzas gravitacionales
3.- Sección de extracción de neblinas
4.- Sección de acumulación de líquido
SECCIÓN DE SEPARACIÓN PRIMARIA
Comprende la entrada de los fluidos al separador
Esta sección permite absorber la cantidad de movimientos de los fluidos de
alimentación
En ella también se controla el cambio abrupto de la corriente, lo que produce una
separación inicial
Generalmente, la fuerza centrifuga, originada por su entrada tangencial en el envase,
remueve volúmenes apreciables de líquido y permite redistribuir la velocidad del gas.
Los accesorios internos se especifican para efectuar dentro del separador la separación
primaria de la mezcla gas-líquido, mejora la distribución del fluido que entra, disminuir el
arrastre de líquido por el gas y el arrastre de gas por el líquido que sale del separador.
CICLONES
Funcionan de forma que la separación mecánica se efectúa por la fuerza centrífuga que
actúa sobre las partículas al provocar el movimiento giratorio sobre la corriente de
alimentación. Para lograr este efecto se coloca una chimenea ciclónica cerca de la boquilla de
alimentación. Esta chimenea produce una alta velocidad y una gran caída de presión
PLACAS DESVIADORAS Y PLACAS DE CHOQUE
Las placas desviadoras se colocan dentro de un separador para separar líquidos con
espuma, estas placas producen suficiente agitación para romper la mayoría de las espumas
naturales. Cuando estas son causadas por productos químicos, tales como los empleados en el
tratamiento de emulsiones, aguas de inyección, etc. Los medios mecánicos para romperlas
pueden ser inefectivos en un periodo de tiempo razonable y deben emplearse agentes químicos
para eliminar dichas espumas.
La corriente entrante de fluido choca contra la superficie de la plancha, donde algunas
pequeñas gotas de líquido se aglomeran y descienden como gotas mas grandes
PLACAS ALINEADAS DE FLUJO
Algunos equipos estándar vienen previstos de unos dispositivos en la entrada, fabricado
con planchas paralelas colocadas en forma de jaula, para disminuir las turbulencias producidas
por las planchas de choque, o la fuerza centrífuga resultante de una entrada tangencial.
SECCIÓN DE LAS FUERZAS GRAVITACIONALES
En esta sección las fuerzas gravitacionales tienen una influencia fundamental.
Las gotas de líquido que contiene el gas son separadas al máximo.
Este proceso se realiza mediante el principio de asentamiento por gravedad.
En algunos casos, en esta sección se usan tabiques con el fin de controlar la formación
de espumas y la turbulencia.
SECCIÓN DE EXTRACCIÓN DE NEBLINAS
Aquí se separan las minúsculas partículas de líquido que aun contiene el gas, después
de haber pasado por las dos secciones anteriores.
La mayoría de los separadores utilizan, como mecanismo principal de extracción de
neblina, la fuerza centrifuga y el principio de choque.
Las pequeñas gotas de líquidos son recolectadas en una superficie, donde son
separadas de la corriente del gas en forma de grandes gotas, que luego caen en la primera
sección de separación.
MALLA
CICLÓN
Este dispositivo posee una de las más altas eficiencias de remoción, produce una baja
caída de presión y es preferible por su bajo costo de instalación
Como desventaja el gas es forzado a través de los mismos canales por los que el
líquido es drenado bajo la influencia de la gravedad
ALETA
El líquido recolectado es drenado en contracorriente al flujo de gas
Poseen una alta eficiencia y durabilidad.
Es susceptible a taponamiento cuando manejan crudos parafinosos o asfalténicos y su
costo es elevado en relación con los otros tipos de eliminadores
Estos dispositivos producen la separación debido a un cambio en la cantidad angular
de movimiento de corriente bifásica.
Su principal uso se limita a corrientes formadas básicamente por gas o cuando la
diferencia de densidad relativa entre las fases es pequeña.
La eficiencia de separación depende mucho de la velocidad del gas.
SECCIÓN DE ACUMULACIÓN DE FLUIDOS
En separadores horizontales muy largos, se debe evitar la propagación de las ondulaciones
y los cambios de nivel en dirección longitudinal
Los líquidos separados en las secciones anteriores se acumulan en la parte inferior del
separador.
También se necesita un volumen mínimo de alimentación, especialmente cuando el
flujo es intermitente.
Esta sección posee controles de nivel para manejar los volúmenes de líquidos
obtenidos durante la operación de separación.
Las burbujas de gas que ascienden a través del líquido colapsan y producen la
agitación necesaria para formar la espuma
Para eliminar dichas ondulaciones es usual colocar placas en sentido transversal al
separador, conocidas como rompe olas
ROMPE OLAS
En cualquier recipiente es factible que, al descargar los fluidos por la parte inferior, se
forme un vértice. Es un remolino originado en el separador por efectos de rotación de los
fluidos.
Se deben especificar dispositivos correctores para cada salida de liquido donde la
dirección de flujo saliente es vertical
Los dispositivos correctores de vórtices colocados en las salidas de líquido reducen el
arrastre de gas
Una serie de placas paralelas longitudinales direccionadoras del flujo colocadas en la
zona de retención de líquidos
PLACAS ALINEADAS
DISEÑO DE LAS ETAPAS DE SEPARACIÓN
SECCIÓN DE SEPARACIÓN POR GRAVEDAD
VELOCIDAD CRÍTICA O LÍMITE DE DISEÑO
Donde:
son las densidades del líquido y gas, respectivamente, a la presión y
temperatura del separador.
KS es una constante
El Valor de K: Depende de todos los factores que afectan la separación
Propiedades de los fluidos
Turbulencias o Vórtices
Formación de espuma
Tipo de flujo (pulsante o intermitente)
Presencia de sólidos
Grado de separación deseada
Magnitud de la relación gas-liquido
Longitud del separador
La primera de ellas es la que utiliza la asociación de productores y procesadores de
gas de los EAU:
K es igual a 0.35 y disminuye 0.01 para cada 100 lpc
La segunda procede de la norma británica
Para separadores verticales
(Wl/Wg) < 0.1 K = 0.35
0.1< (Wl/Wg) < 1 K = 0.25
(Wl/Wg) > 1 K = 0.20
La SGPA recomienda:
0.4 < K < 0.5
PDVSA estable la siguiente relación L/D
2.5 < (L/D ) < 4 K = 0.4
4 < (L/D ) < 6 K = 0.5
(L/D ) > 6 K = 0.5 (L/LBASE)0.5
NORMA API 12 J
DIMENSIONES DE UN SEPARADOR VERTICAL
Existe menos tendencia para la re-evaporación del líquido ya separado.
El nivel de líquido no es crítico y puede variar algunas pulgadas sin afectar la
eficiencia operativa.
El extractor de líquido puede reducir significativamente el diámetro del separador
vertical.
La capacidad para manejar baches de líquidos es comúnmente obtenida por incremento
de la altura.
Ocupa menos espacio en el piso que uno horizontal
Pueden acumular gran cantidad de arena, ya que se acumulan en un área específica del
fondo.
Son fáciles de limpiar
Tienen mayor capacidad para manejar volúmenes anormales
SEPARADORES HORIZONTALES
Resultan mas económicos y mas eficientes para manejar altos caudales de gas y liquido
Requieren diámetros más bajos para una capacidad determinada con respecto a los
verticales.
El manejo de baches de líquido se obtiene por una disminución del tiempo de retención
e incremento del nivel de líquido.
Para una capacidad fija su costo es menor que el de uno vertical
Resultan mas económicos que los verticales
Su instalación, mudanza y servicio resultan menos complejos que el de uno vertical.
Son mas fáciles de colocar sobre una plataforma metálica
La superficie disponible para la separación gas-liquido es mayor, lo cual hace mas
efectivo el proceso de separación.
DISEÑO CONCEPTUAL
Recomendación del tipo de separador
SituaciónVertical
sin Malla
Vertical
con Malla
Horizontal
sin MallaHorizontal con Malla
Presencia de sólidos,
materiales pegajososRecomendable
Moderado:
Considerar internos
especiales
Moderado: Considerar
internos
especiales/inclinac
Moderado: Considerar
internos
especiales/inclinac
Separación
Liq - Liq
No
recomendable
No
recomendableRecomendable Recomendable
Separación
Liq - Liq - VaporModerado Moderado Muy recomendable Muy recomendable
Limitaciones en área
de plantaRecomendable Recomendable
No
recomendable
No
recomendable
Limitaciones en
espacio vertical o
altura
No
recomendable
No
recomendableRecomendable Recomendable
OPERACIÓN DE UN SEPARADOR DE PRUEBA
PRUEBA DE POZOS
CONTROL DE LLENADO / VACIADO Y CONTABILIDAD DEL CRUDO:
• La Prueba se inicia después de alinear el pozo al separador de medida, en forma
automática en caso de contar con los actuadores o manual en caso contrario.
• Luego, en caso de que el nivel esté por arriba del punto de ajuste bajo para el control
de llenado / vaciado (“Nivel B”), el cual es establecido a partir de LT-001, el PLC drena el
separador abriendo LCV-001 (LY-001). Una vez finalizado el drenado (nivel detectado por
LT-001, al punto de ajuste “Nivel B”), se cierra LCV-001, lo que inicia el ciclo de llenado.
• El ciclo de llenado continua hasta que el nivel alcanza el punto de ajuste alto para el
control de llenado / vaciado (“Nivel A”), se abre la LCV-001, lo que inicia el ciclo de
vaciado.
• El ciclo de vaciado continua hasta que el nivel alcanza el punto de ajuste bajo para el
control de llenado / vaciado (“Nivel B”), momento en el cual se manda a cerrar la LCV-001,
con lo cual se inicia el ciclo de llenado.
• La operación se repite hasta finalizar la prueba.
PLC
001
SG.I.
LCV001
LY001
AE001
AT001 001
RTU
LT001
001PLC
Gas haciaDepuradores
Crudo haciaTanques
LSHH001
LSL001
PSH001001
PLC
001RTU
SG.I.
SG.I.
XV
001
XY001
ZS001
XV002
XY002
Múltiple dePrueba
Nivel A
Nivel B
• La contabilización del volumen de crudo se realiza durante cada golpe, a partir de la
diferencia entre los puntos de ajuste alto y bajo, y el área de la sección del recipiente.
• La producción de crudo bruto del pozo durante la prueba se calcula con la sumatoria
del volumen calculado en cada golpe y el tiempo de duración de la prueba, realizando una
proyección a 24 horas.
PLC
001
SG.I.
LCV001
LY001
AE001
AT001 001
RTU
LT001
001PLC
Gas haciaDepuradores
Crudo haciaTanques
LSHH
001
LSL
001
PSH
001001PLC
001RTU
SG.I.
SG.I.
XV
001
XY
001ZS
001
XV
002
XY
002
Múltiple dePrueba
Nivel A
Nivel B
NivelAlto
NivelBajo
tiempo
Nivel
Golpe
Llenando
Vaciando
• Para el cálculo del tiempo de duración de la prueba, se realiza la sumatoria de los
tiempos de duración de cada golpe. El tiempo de duración de cada golpe se calcula
considerando como inicio del golpe el momento en el que el nivel pasa por “Nivel B” en el
ciclo de llenado, y como fin del golpe el momento en el que el nivel pasa por “Nivel A” en
dicho ciclo.
PROTECCIONES:
• Adicionalmente se cuenta con:
o Sistema de cierre del separador (válvula XV-001), a través de una solenoide
(XY-001) y las señales provenientes de los interruptores PSH-001, LSHH-001,
LSL-001. La válvula XV-001 también puede ser cerrada por el sistema de
cierre de la estación de flujo (el cual suprime el gas de instrumentos).
o Sistema de presurización a partir de la válvula XV-002 y la solenoide XY-001.
CONTABILIZACIÓN DEL GAS EN EL SEPARADOR DE MEDIDA (VORTEX):
La medición del gas en el separador de medida se realiza en forma continua, sin verse
afectada por el llenado/vaciado del separador. En este caso, se utiliza un medidor de flujo tipo
Vortex (FE/FT-001), con lo cual se mejora considerablemente la rangoabilidad del
instrumento en comparación con la medición a través de placas orificios.. El flujo de gas en el
separador de medida durante la prueba se calculará a partir del volumen total de gas
acumulado y el tiempo de duración de la misma, el cual se calcula a través de la diferencia
entre el instante en que se inicio la prueba de pozo y el instante en el que finalizó el último
golpe de la prueba.
PLC
001
SG.I.
LCV001
LY001
AE001
AT001 001
RTU
LT001
001PLC
Gas haciaDepuradores
Crudo haciaTanques
LSHH
001
LSL
001
PSH
001001PLC
001RTU
SG.I.
SG.I.
XV
001
XY
001ZS
001
XV
002
XY
002
Múltiple dePrueba
Nivel A
Nivel B
Gas haciaDepuradores
Crudo haciaTanques
TT001
Múltiple dePrueba
PLC
001
FE001
FT001
PT001
PLC
001
EXTRACCIÓN DE LÍQUIDOS:
Es el proceso al que se somete el gas natural rico libre de impurezas, con la finalidad de
separar el gas metano seco (CH4) de los llamados “Líquidos del Gas Natural”, LGN,
integrados por etano, propano, butanos, pentanos (gasolina natural) y nafta residual.
COMPRESIÓN:
La compresión es un proceso al que se somete el Gas Metano Seco, con la finalidad de
aumentarle la presión y enviado a los sistemas de transporte y distribución para su utilización
en el sector industrial y doméstico y en las operaciones de producción de la industria petrolera
(inyección a los yacimientos y a los pozos que producen por Gas Lift).
FRACCIONAMIENTO:
Los Líquidos del Gas Natural, LGN, se envían a las plantas de fraccionamiento, donde se
obtiene por separado etano, propano, iso butano, normal butano, gasolina natural y nafta
residual, que se almacenan en forma refrigerada y presurizada en recipientes esféricos.
TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN:
El Gas Metano es transportado en estado gaseoso a través de una red de gasoductos
(tuberías). El GLP se transporta en camiones hasta los centros nacionales de consumo y llega
en bombonas al sector doméstico.
UTILIZACIÓN:
El Gas Metano y los Líquidos de Gas Natural, LGN, son productos limpios y versátiles,
que encuentran aplicaciones como agente energético (combustible) y como insumo (materia
prima) en diversos sectores industriales del país. Asimismo, el Gas Metano constituye un
factor importante que eleva la calidad de vida en el hogar. Adicionalmente, los volúmenes
excedentes de LGN son comercializados en el mercado internacional.
PROCESO DE ENDULZAMIENTO
En esencia, hay siete categorías de procesos endulzamiento:
1. Procesos con solventes químicos.
2. Procesos con solventes físicos.
3. Procesos con solventes híbridos o mixtos.
4. Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S)
5. Procesos de lecho sólido o seco.
6. Membranas.
7. Otros procesos de endulzamiento.
Antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del
gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas
residual. Algunos factores que afectarán la selección del proceso son:
o Afinidad con hidrocarburos.
o Degradación por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes.
o Costos de la planta.
o Costos de operación.
o Confiabilidad del proceso.
o Condiciones climáticas.
o Toxicidad del solvente o reactivos empleados.
o Operación simple y libre de problemas.
CROMATOGRAFÍA DE GAS:
La cromatografía consiste en la separación física de dos o mas compuestos basados en
la diferencia de distribución de los últimos en dos fases una de las cuales es estacionaria y la
otra móvil. Consiste en hacer circular un fluido (fase móvil) a través de una fase estacionaria
(sólido o liquida), cuando una mezcla de sustancias se introducen en el sistema, se produce
una serie de equilibrios de distribución entre las dos fases, general mente de distintas magnitud
para cada componente de la mezcla, por lo que cada uno de ellos se desplazara con diferentes
velocidades a lo largo del sistema. Las sustancias han de ser solubles en la fase móvil. Y según
sea el tipo de interacción con la fase estacionaria. El proceso puede clasificarse de la siguiente
manera:
ABSORCIÓN:
Cuando la fase estacionaria es un sólido, las isotermas de distribución son de tipo
exponencial, las absorbentes mas utilizadas son sílice, alúmina, carbón
BOMBAS
Para seleccionar una bomba para cualquier servicio, es necesario saber que líquido se va a
manejar, cual es la carga dinámica total, temperatura, viscosidad, presión de vapor, densidad
relativa y el costo de la misma. En la industria química también se tiene en cuenta la
presencia de sólidos y características de corrosión que exigen materiales especiales. Los
sólidos pueden aceleran la erosión, tienen tendencia a aglomerarse o pueden exigir un manejo
delicado para evitar la degradación indeseable.
BOMBAS CENTRÍFUGAS
Este tipo de bombas se utilizan en la industria química para transferir líquidos de todo tipo,
materiales de fabricación y productos de acabados, así como también se usa para los servicios
generales de abastecimiento de agua, como, alimentación a los quemadores, regreso de
condensadores. etc. Existen unas amplias gamas de tamaños entre 2 o tres gal/min hasta
100000 gal/min. Este tipo de bomba es simple, de bajo costo inicial, de flujo uniforme, el
espacio necesario para su instalación es pequeño, los costos de mantenimiento son bajos, el
funcionamiento es silencioso y posee buena capacidad de adaptación para su uso con impulsos
por motor o turbina.
DESCRIPCIÓN DE UNA BOMBA CENTRÍFUGA:
Una bomba centrífuga consiste básicamente de un impulsor que gira dentro de una
caja. El impulsor consta de cierta cantidad de hojas, ya sea abierta o resguardada, montadas
sobre un árbol o eje que se proyecta al exterior de la caja. Los impulsores pueden tener ejes de
rotación horizontal o vertical, para adaptarse al trabajo que se vaya a realizar. Por lo común,
los impulsores resguardados o de tipo cerrado suele ser más eficiente. Los impulsores del tipo
abierto o semiabierto usan para líquidos viscosos o que contengan materiales sólidos, así como
también en bombas pequeñas, para servicios generales. Los impulsores pueden ser del tipo de
succión simple si el líquido entra por un lado o doble si el líquido entra por los dos lados.
Las cajas son de tres tipos generales, pero consisten siempre en una cámara en la que
gira el impulsor, con una entrada y salida para el líquido que se bombea. la forma más simple
de caja es la circular, que consta de una cámara anular en torno al impulsor, sin que se haga
ningún intento por vencer las pérdidas debidas a los choques y remolinos que se producirán
cuando entre a la cámara el líquido que sale del impulsor a velocidades relativamente
elevadas, es raro que se utilicen esas cajas. Las cajas en espiral toman esa forma, con un área
de sección transversal creciente al acercarse a la salida. La espiral la energía de velocidad que
imparte el líquido del impulsor en energía de presión, con pérdidas relativamente bajas.
En las bombas de turbina o de tipo difusor se utilizan un tercer tipo de caja. En este
último, se interponen difusores o paletas de guía entre el impulsor y la cámara de la caja. En
las bombas de este tipo que están bien diseñadas, las pérdidas son mínimas.
FUNCIONAMIENTO DE UNA BOMBA CENTRIFUGA:
Por medio de la figura a se puede mostrar la acción de una bomba centrifuga. Se aplica
potencia de una fuente exterior al eje A, que hace girar el impulsor B dentro de la caja
estacionaria C. Las hojas del impulsor al girar producen una reducción de presión a la entrada
del orificio impulsor. Esto hace que fluya líquido al impulsor desde la tubería de succión D.
Este líquido se ve obligado a salir a lo largo de las paletas a velocidades tangenciales
crecientes. La velocidad de carga que adquiere al salir de las puntas de las paletas, se convierte
en carga de presión conforme pasa el líquido a la cámara espiral y de esta última a la descarga
E.
Diagrama de una bomba centrifuga simple
DATOS TÉCNICOS
Máxima
Serie Diámetro bocas velocidad
rpm
100 ROSCA 3/8” 1450
200 ROSCA 3/4 “ 1450
300-M ROSCA 1” 930
300 ROSCA 1” 580
Temperatura
máxima trabajo
135ºC
Viscosidad
Máxima
200000cSt
Máxima
presión 5 bar 400 ROSCA1 ½” 490
500 ROSCA21/2” 465
600 ROSCA 3 ½” 365
BRIDA 4”
600-B 365
DIN-2573
BRIDA 5”
700 345
DIN -2501
BRIDA 6”
800 DIN -2501 325
BOMBAS DE ROTOR FLEXIBLE: (MODELOS EJE LIBRE)
Las bombas de impulsor flexible se pueden utilizar para mover líquidos viscosos, que
no pueden manejar las bombas centrífugas, y líquidos con alto contenido de abrasión que
requieren superficies de contacto endurecidas para los elementos rotatorios en la mayor parte
de las bombas rotatorias de desplazamiento positivo.
DIAGRAMA DE BLOQUE:
MANTENIMIENTO PROGRAMADO
FILTROS.
Los filtros deben ser limpiados periódicamente, para impedir la falta de suministro de
fluido a la bomba.
La frecuencia dependerá de la aplicación y de las condiciones de funcionamiento.
LUBRICACIÓN DE LA BOMBA.
Se recomienda engrasar los cojinetes de bolas cada 3 meses como mínimo. Puede ser
necesaria una frecuencia mayor, dependiendo de la aplicación y de las condiciones de
funcionamiento.
GRASA RECOMENDADA.
Amoco®- Amolith all Weather Grease o equivalente.
No engrase excesivamente los cojinetes de la bomba. aunque es normal que un poco de
grasa escape, un escape excesivo de las bombas equipadas con juntas mecánicas puede ser
causa de rotura de las juntas.
RODETES.
El rodete es una pieza de desgaste, modificándose las prestaciones de la bomba a
medida que se desgasta el rodete. el caudal y la presión disminuyen en función del tiempo de
servicio.
Los líquidos abrasivos perjudican seriamente la vida de servicio del rodete, por lo que se
recomiendan velocidades de trabajo bajas, los factores que influyen en la vida útil del rodete
son entre otros:
La presión de trabajo.
La velocidad de la bomba.
Las características del material del que está hecho el rodete.
Las características de lubricación del líquido bombeado.
También afecta a la vida de servicio los cambios frecuentes de sentido de giro de la
bomba, disminuyéndola.
Los materiales empleados para los rodetes según las condiciones de servicio y el líquido a
bombear serán nitrilo o neopreno.
En la siguiente tabla se exponen algunos casos de desgaste de los rodetes:
SINTOMA CAUSA SOLUCION
Desgaste de la punta de los
alabes del rodete.
La bomba no recibe líquido
suficiente.
Incrementar el diámetro de la
tubería de aspiración o
reducir la
velocidad
Alabes excesivamente
desgastados.Líquido abrasivo. Reducir la velocidad
Lados del rodete duro y
brillanteFuncionamiento en seco.
Evitar que la bomba trabaje
en
Seco.
Alabes rotos.
Funcionamiento en seco,
cavitación, presión alta,
selección del material del
rodete
errónea
Evitar que la bomba trabaje
en
seco y la cavitación.
Reducir la presión.
Estrías desgastadas. La velocidad es excesiva. Reducir la velocidad.
Rodete envejecidoPrestaciones de la bomba
empeoradas.
Sustituir el rodete cuando
empeoran las prestaciones
DISEÑO Y OPERACIÓN SOBRE COMPRESORES DE GAS NATURAL.
COMPRESION DEL GAS NATURAL
Antes de utilizar el gas natural es necesario someterlo a un proceso de compresión, para
realizar este proceso se utilizan compresores los cuales tienen como función aumentar la
presión de fluidos en estado gaseoso.
Aplicaciones:
1. Inyección del gas a los yacimientos, con el fin de mantener la presión en los mismos.
2. Utilización del gas en los pozos que operan por levantamiento artificial.
3. Consumo industrial o domestico como combustible.
4. Procesamiento del gas en petroquímica.
5. Procesos de refrigeración
COMPRESOR AXIAL
Posee un flujo axial en forma paralela al eje. El gas se traslada axialmente a lo largo del
compresor. Transforma la energía cinética del gas en presión.
CARACTERÍSTICAS.
1. A medida que el aire pasa por una etapa su presión aumenta, por lo que su volumen
disminuye, de modo que los alabes de descarga son mucho menores que los de succión.
2. Los alabes del rotor son estructuralmente vigas, sometidas a fuerzas externas que
producen vibraciones en ellas, tiene su propio modo de vibración para cada condición de
operación del equipo.
3. La potencia que se requiere para hacer girar el compresor axial es suplida por la
turbina de fuerza.
4. La presión y la temperatura del aire de descarga del compresor axial permite generar
un máximo de energía al quemarse en las cámaras de combustión.
5. El grado de eficiencia del compresor depende de la rugosidad de las superficies de los
alabes por lo que se requiere de los lavados periódicos de estas superficies.
6. Los alabes pueden ser fabricados con compuestos fibroso, aluminio, acero y
aleaciones de níquel.
7. Se imprime una energía cinética en el aire, la cual es convertida en presión debido a la
forma del difusor que hay en el lado de descarga de los alabes.
8. Existe ineficiencia en este proceso debido a la recirculación de pequeñas cantidades
de aire, así como a turbulencias que ocasionan separación en la capa limite de la superficie de
los alabes.
9. En la succión el compresor se instala un estator a fin de otorgar una prerotación al aire
entrante, y sus alabes pueden ser fijos o ajustables.
El aire en un compresor axial, fluye en la dirección del eje del compresor a través de una
serie de alabes móviles o alabes del rotor acoplados al eje por medio de un disco y una serie de
alabes fijos o alabes del estator acoplados a la carcaza del compresor y concéntricos al eje de
rotación. Cada conjunto de alabes móviles y alabes fijos forman una etapa del compresor.
El aire es tomado por el conjunto de alabes móviles e impulsado hacia atrás en sentido
axial y entregado al conjunto de alabes fijos con una mayor velocidad. Los alabes fijos o
alabes del estator actúan como difusor en cada etapa, transformando la energía cinética del
aire en energía potencial en forma de presión y a su vez, dan al flujo el ángulo adecuado para
entrar en los alabes móviles de la siguiente etapa. Cada etapa de un compresor axial produce
un pequeño incremento en la presión del aire, valores que rara vez superan relaciones de 1.1:1
a 1.2:1.
COMPRESOR CENTRIFUGO
CARACTERÍSTICAS
1. Tiene forma similar a una bomba centrifuga y consta de una serie de platos montados
sobre un eje. Se requiere de varios platos en serie a fin de lograr la relación de compresión
normalmente requerida ya que si se diseña un compresor de un solo plato para comprimir una
relación de compresión de 2:1 por ejemplo el plato tendría un diámetro muy grande.
2. A diferencia del compresor reciprocante, que incrementa la presión mediante cambios
geométricos en el cilindro y que entrega volúmenes intermitentes, el compresor radial
incrementa la presión mediante el impulso dinámico que se le imprime al gas y descarga
volúmenes continuos.
3. En el compresor radial, el gas entra a cada plato por el ojo del mismo y es empujado
en dirección radial por los alabes del rodete o plato, imprimiéndole una energía cinética que
posteriormente será convertida en presión en el difusor.
4. Manejando gas limpio, el compresor centrifugo tiene una confiabilidad muy alta,
mayor que uno reciprocante. Aunque si no se dispone de los sistema de separación y/o
filtración del gas a manejar, y este arrastra gotas de liquido o partículas sólidas, estas producen
vibraciones severas en el compresor que pueden conducir a su falla.
5. Se visualiza la adhesión de gotas o partículas al rotor que produce desbalanceos,
dando altas vibraciones debido a las altas velocidades que suelen operar los compresores
centrífugos.
6. Las aletas del impulsor tienen una forma curva en la succión a fin de inducir el flujo.
En el lado de descarga, las aletas pueden ser rectas o curvas.
7. La máxima, velocidad del gas suele ocurrir en el anillo de descarga del impulsor y no
debe exceder de 0,9 Mach. Un compresor no puede manejar mas gas que aquel volumen que
produzca en algún punto del compresor la velocidad Mach 1 o velocidad del sonido.
8. Los impulsores suelen tener números impares de aletas a fin de reducir los problemas
de suma de vibraciones en el mismo sentido por aletas paralelas.