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Tratamiento de gas ok

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Esta presentación describe, en forma secuencial todo el proceso de tratamiento al que es sometido el gas natural.

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EL GAS NATURAL FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating Course
EL GAS NATURAL: CONTAMINANTES
ESQUEMAS DE PROCESO TIPICO Propano Deshidratacion Refrigeration (1 x 100%) Condensado Butano Gas a ventas Recobro LGN REfrigeracion (1 x 100%) Azufre Offshore Gas Condensado Compresion( 2 x 50%) Deshidratacion Recepcion Recobro de LGN Remocion de gas acido Rempcion de mercurio Propano Azufre solido Gas a ventas Onshore Gas Butano Compresion (2 x 50%) Etano Remocion de gas acido Remocion de mercurio Etano
EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES Componente Limite % mol C 1 Min 80,0 C 2 Máx. 12,0 C 3 Máx. 3,0 C 4 Insaturados Máx. 1,5 0,2 CO 2 Máx. 8,5 N 2 Max 1,0 H 2 Max 0,1 O 2 Max 0,1 CO Max 0,1 Comp en trazas Unidad H 2 S ppm 5-12 S (No odor.) ppm 28 S (Odor.) ppm 36 Agua Lb/MM 7 Variable Limite T rocío Cricondentermico < T amb máx. + 36 o F. SG < 0,75 Presión < MAWP T mínima > T rocio agua + 36 o F > T rocio hidro + 36 o F > T hidratos + 36 o F T maxima < 50 o C (122 o F) < T max revestimiento Wobbe 1179-1473
GAS ACIDO : H 2 S, CO 2 , COS, RHS, SO 2 . FORMAN ACIDOS EN PRESENCIA DE AGUA. GAS DE COLA GAS DULCE : GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS GAS POBRE : GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANO SIN COMPONENTES LICUABLES (GPM) GAS RICO : GAS CON “ALTO” CONTENIDO DE COMPONENTES LICUABLES (GPM) GAS SECO : GAS SIN AGUA GAS HUMEDO : GAS CON AGUA EL GAS NATURAL: DENOMINACION
TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE Y VENTA: ELIMINACION DE CO 2 Y/O H 2 S, CONTAMINANTES CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT) DE AGUA E HIDROCARBUROS. PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA HASTA QUE NIVEL SE TRATA EL GAS?
EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES Especificación Trans Canada Alberta South Wester Coast West Coast Canadian West Poder calorífico mínimo (btu/pie 3 ) 950 975 1000 1000 950 Agua (lb/MMpie 3 ) 4 4 4 4 15 o F@500 psi Pto Rocío ( o F) 15 O F @ 800 psi 15 o F @ 800 psi Sin liquidos Sin liquidos 15 o F @ 500 psi H 2 S (ppm)(grains/100 pie 3 ) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1) CO 2 (%) 2 2 1 --- --- O 2 (%) --- 0,4 0,2 1 --- Temperatura max ( o F) 120 120 --- --- 120 Presión min ( o F) 900 900 Varía Varia 500
USOS DEL GAS NATURAL E & P GAS RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD RESTAURANT PRODUCCION DE POZOS PROCESAMIENTO / EXTRACCION LGN GNL IMPORTACION EXPORTACION ADICION RETIROS ALMACENAMIENTO INYECCION PARA REC SECUNDARIA
EFECTOS DEL AGUA CORROSION ……. HIDRATOS ……… CAPACIDAD DE GASODUCTOS CONGELAMIENTO
SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE “HIELO”, CONFORMADA POR MOLECULAS DE HC ATRAPADAS EN ESTRUCTURA DE MOLECULAS H 2 O. PARA SU EXISTENCIA, HACE FALTA HIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA, ALTA PRESION Y BAJA TEMPERATURA A ALTA PRESION, PUEDEN COEXISTIR EN EQUILIBRIO A TEMPERATURAS SUPERIORES AL HIELO (18-20 o C) EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS FUENTE: IFP
REMOCION Y CONTROL DE AGUA FUENTE: GPSA Enginnering Data Book
T 1 T HIDRATOS T MIN Q AGUA X INHIBIDOR INYECCION DE INHIBIDOR CONTROL DE HIDRATOS Gas Export Glicol rico Glicol pobre Reboiler Emisiones de hidrocarburo Surge Almacenamient de glicol Paquete de regeneración de glicol Cortesia Twister 1 2
DESHIDRATACION : GENERAL TAMICES MOLECULARES TEG CON REGENERACION PROFUNDA TEG + TAMIZ INYECCION MEG/METANOL TEG CON REGENERACION PROFUNDA TEG CON REGENERACION CONVENCIONAL INYECCION MEG/METANOL
LC LC PC LC GAS HUMEDO GAS SECO GLICOL POBRE GLICOL RICO TANQUE FLASH ACUMULADOR REBOILER VAPOR DE AGUA DESHIDRATACION CON GLICOL
CONDICIONES TIPICAS Descripción Temperatura o F ( o C) Presión psia (bar) Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+) Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+) Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) Atmosférica Separador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1) Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.) Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico
DESHIDRATACION CON GLICOL VENTAJAS: SIMPLE PROBADA BAJO CAPEX BAJO OPEX CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 o F (-40 o C) CONTAMINACION DE SOLVENTE / PERDIDAS ABSORCION DE AROMATICOS Y H 2 S VENTEO A INCINERACION
LOS GLICOLES EG DEG TEG Metanol C 2 H 6 O 2 C 4 H 10 O 3 C 8 H 18 O 5 CH 3 OH Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04 T ebullición atm ( o F/ o C) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5 P vapor 77 o F/ 25 o C, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120 SG @ 77 o F (25 o C) 1,110 1,113 1,119 0,790 SG @ 140 o F (60 o C) 1,085 1,088 1,092 Freezing Point ( o F / o C) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98 Visc @ 77 o F (25 o C), cP 16,5 28,2 37,3 0,52 Visc @ 140 o F (60 o C), cP 4,7 7,0 8,8 Cp @ 77 o F (25 o C),btu/lb o F 0,58 0,55 0,53 0,60 T descomposición ( o F/ o C) 329 / 165 328 / 164 404 / 206
DESHIDRATACION CON TAMICES GAS A DESHIDRATAR GAS HUMEDO CALIENTE GAS DE REGENERACION 600 F ABIERTA CERRADA
LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICAS Descripción Temperatura o F ( o C) Presión psia (bar) Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi. Duración ciclo absorción 8-24 horas Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción Caída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)
DESHIDRATACION CON TAMICES VENTAJAS: DEW POINT < -148 o F (-100 o C) NO ABSORBEN AROMATICOS REMUEVE H 2 O / H 2 S NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTE CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX DESECANTE SENSITIVO A HC REMPLAZO PERIODICO ≈ 5 A ÑOS ALTA T regeneración ALTA CARGA regeneración
LOS TAMICES MOLECULARES PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del gas natural Desecante Forma Densidad (lb/pie 3 ) Tamañ o de particula Contenido agua salida (ppm,p) Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10 Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1 Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1 Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10 Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10 Tamiz molecular Esférica 42-45 4-8 Mesh 8-12 Mesh 0,1 Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1
EFECTO DE LOS GASES ACIDOS H 2 S TOXICIDAD CORROSION (CON O SIN AGUA) CO 2 CORROSION (CON AGUA) DISMINUCION DE PODER CALORIFICO CONGELAMIENTO Perdida de Peso SSCC
TOXICIDAD DE H 2 S CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO (%) ppm , v 0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable 0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas 0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos, irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa en periodo de 3-15 minutos 0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea 0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema pulmonar 0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis respiratoria entre 30-45 minutos de exposición 0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de exposición 0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte
CORROSIVIDAD DE CO 2 (CON AGUA) P P CO 2 < 7 PSI: CORROSION BAJA 7 < P P CO 2 < 30 PSI: CORROSION MODERADA P P CO 2 > 30 PSI: CORROSION SEVERA CO 2 + H 2 O H 2 CO 3 Fe 3 CO 2 + 2 H + +2e - + Fe
ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS VARIOS PROCESOS SOLVENTES QUIMICOS SOLVENTES FISICOS PROCESOS EN LECHO SOLIDO CONVERSION DIRECTA SECUESTRANTES MEMBRANAS
ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 SOLVENTES QUIMICOS AMINAS BENFIELD TM Y CATACARB TM SOLVENTES FISICOS PROPILENO CARBONATO (FLUOR) SELEXOL TM (UNION CARBIDE) RECTISOL TM (LINDE AG) SULFINOL TM (SHELL) LECHOS SOLIDOS TAMICES MOLECULARES ESPONJA DE HIERRO SULFATREAT OXIDO DE ZINC CONVERSION DIRECTA LOCAT TM SULFEROX TM SECUESTRANTES TRIAZINAS TM SULFA CHECK TM SULFA SCRUB TM OTROS OTROS MEMBRANAS DESTILACION EXTRACTIVA HIBRIDO
ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 SELECCIÓN DE PROCESOS COS … Sulfuro de carbonilo (*) … Denota mercaptanos CS 2 … Disulfuro de carbono EMS … Etil metil sulfuro DMDS … Dimetil disulfuro Contaminante Aminas (DEA) Solv. físicos (Selexol) Solv. hibridos (Sulfinol) Carb. Potasio (Benfield) Tamices moleculares H 2 S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno CO 2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno CS 2 No Bueno Bueno Posible --- EMS, DMDS No --- --- --- ---
> 20 Ton/día: TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE Entre 150 kg/d - 20 Ton/día : REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO < 150 kg/día : SECUESTRANTES NO REGENERABLES ELIMINACION DE H 2 S: CRITERIOS
ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS) Gas agrio Gas Dulce Amina Rica Gas combustible Gas ácido Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash HX amina rica/pobre Bomba amina Filtros Enfriador de amina Rehervidor Reclaimer (opcional) Bomba reflujo Tambor reflujo Condensador reflujo
SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA REMOCION DE H 2 S Y CO 2 DEL GAS CALOR CALOR
SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA TERCIARIAS: MDEA SECUNDARIAS: DEA, DIPA MAYOR REACTIVIDAD MENOR SELECTIVIDAD REQUIERE RECLAIMING MAYOR REQUERIMIENTO ENERGETICO CORROSIVO ADECUADO PARA BAJA PRESION DEA MUY UTILIZADA 20-50% SOLUCION MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO QUE MEA NO REQUIERE RECLAIMING INCREMENTO REACTIVIDAD INCREMENTO SELECTIVIDAD MENOR REACTIVIDAD MAYOR SELECTIVIDAD UTILIZADA PARA CO2 BULK REMOVAL MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO
MONOETANOLAMINA (MEA) DIETANOLAMINA (DEA) DIISOPROPANOL AMINA (DIPA) DIGLICOLAMINA (DGA) METILDIETANOLAMINA (MDEA) SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS Amina MEA DEA DGA MDEA Concentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50 Carga gas ácido Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor Presion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-Alta Absorción HC media media alta baja Selectividad H 2 S no > MEA no alta
VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE ENTRADA Y SALIDA REMUEVE CO 2 / H 2 S A ESPECIFICACION A BAJA PRESION DE ENTRADA DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX INTENSIVO EN ENERGIA CORROSION GAS DE COLA (H 2 S) A DISPOSICION ALTA CARGA regeneración SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
SOLVENTES FISICOS Gas agrio Gas Dulce CO 2 H 2 S Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash Enfriador CO 2 Tanque flash Gas Despojamiento Despojador H 2 S Solvente pobre Solvente semi pobre Calentador
VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA REGENERACION A BAJA T ECONOMICO PARA BULK REMOVAL SELECTIVO AL H 2 S REMUEVE COS, CS 2 DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA P P GAS ACIDO (P P gas acido > 50 psi) LIMITADO A BAJO % HC PESADOS GAS DE COLA (H 2 S) A DISPOSICION NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACION PROCESOS BAJO LICENCIAS SOLVENTES FISICOS
TAMICES MOLECULARES : SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO OPERANDO Y UNO EN REGENERACION. GAS DE REGENER. A INCINERADOR O PLANTA DE AZUFRE PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2 SIMULTANEAMENTE LECHOS SOLIDOS: TAMICES Gas de regeneración a antorcha Gas dulce Gas agrio Lecho # 1 Lecho # 2 Calentador
LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE Gas agrio Gas dulce Lecho base hierro H 2 S Lecho Fe o Tamiz Sulfuro de hierro Económico para menos de 500 Kg/d de remoción ESPONJA DE HIERRO : SELECTIVO A H 2 S EN LECHO DE Fe O 3 . AL CONSUMIRSE, DEBE SER CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION SULFATREAT : SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO CON FeO 3 PATENTADO. SELECTIVO A H 2 S. NO AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA. OXIDO DE ZINC : LECHO SOLIDO DE OXIDO DE ZINC
LECHOS SOLIDOS
RECUPERACION DE AZUFRE Endulzamiento de gas (H 2 S) Gas natural agrio Gas de refinería agrio Recuperación de Azufre SRU Gas ácido a venteo o incineración Regulaciones ambientales De cola a venteo o incineración Regulaciones ambientales Tratamiento gas de cola LA MAYOR PARTE DE LA PRODUCCION DE AZUFRE ES OBLIGADA Y NO POR NEGOCIO FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
REMOCION DE MERCURIO PEQUE ÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS EN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOS CRIOGENICOS LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSION ES 0,01 μ g /m 3 PARA EVITAR CORROSION LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES 50 μ g /m 3 (5000 VECES MAYOR)
REMOCION DE MERCURIO Gas con Hg Gas sin Hg PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S) ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADA ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas) CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y AGUA 345 MM scfd -> 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO CARGA PATENTES: (IFP) DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA

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  • 6. EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES Componente Limite % mol C 1 Min 80,0 C 2 Máx. 12,0 C 3 Máx. 3,0 C 4 Insaturados Máx. 1,5 0,2 CO 2 Máx. 8,5 N 2 Max 1,0 H 2 Max 0,1 O 2 Max 0,1 CO Max 0,1 Comp en trazas Unidad H 2 S ppm 5-12 S (No odor.) ppm 28 S (Odor.) ppm 36 Agua Lb/MM 7 Variable Limite T rocío Cricondentermico < T amb máx. + 36 o F. SG < 0,75 Presión < MAWP T mínima > T rocio agua + 36 o F > T rocio hidro + 36 o F > T hidratos + 36 o F T maxima < 50 o C (122 o F) < T max revestimiento Wobbe 1179-1473
  • 7. GAS ACIDO : H 2 S, CO 2 , COS, RHS, SO 2 . FORMAN ACIDOS EN PRESENCIA DE AGUA. GAS DE COLA GAS DULCE : GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS GAS POBRE : GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANO SIN COMPONENTES LICUABLES (GPM) GAS RICO : GAS CON “ALTO” CONTENIDO DE COMPONENTES LICUABLES (GPM) GAS SECO : GAS SIN AGUA GAS HUMEDO : GAS CON AGUA EL GAS NATURAL: DENOMINACION
  • 8. TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE Y VENTA: ELIMINACION DE CO 2 Y/O H 2 S, CONTAMINANTES CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT) DE AGUA E HIDROCARBUROS. PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA HASTA QUE NIVEL SE TRATA EL GAS?
  • 9. EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES Especificación Trans Canada Alberta South Wester Coast West Coast Canadian West Poder calorífico mínimo (btu/pie 3 ) 950 975 1000 1000 950 Agua (lb/MMpie 3 ) 4 4 4 4 15 o F@500 psi Pto Rocío ( o F) 15 O F @ 800 psi 15 o F @ 800 psi Sin liquidos Sin liquidos 15 o F @ 500 psi H 2 S (ppm)(grains/100 pie 3 ) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1) CO 2 (%) 2 2 1 --- --- O 2 (%) --- 0,4 0,2 1 --- Temperatura max ( o F) 120 120 --- --- 120 Presión min ( o F) 900 900 Varía Varia 500
  • 10. USOS DEL GAS NATURAL E & P GAS RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD RESTAURANT PRODUCCION DE POZOS PROCESAMIENTO / EXTRACCION LGN GNL IMPORTACION EXPORTACION ADICION RETIROS ALMACENAMIENTO INYECCION PARA REC SECUNDARIA
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  • 17. DESHIDRATACION : GENERAL TAMICES MOLECULARES TEG CON REGENERACION PROFUNDA TEG + TAMIZ INYECCION MEG/METANOL TEG CON REGENERACION PROFUNDA TEG CON REGENERACION CONVENCIONAL INYECCION MEG/METANOL
  • 18. LC LC PC LC GAS HUMEDO GAS SECO GLICOL POBRE GLICOL RICO TANQUE FLASH ACUMULADOR REBOILER VAPOR DE AGUA DESHIDRATACION CON GLICOL
  • 19. CONDICIONES TIPICAS Descripción Temperatura o F ( o C) Presión psia (bar) Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+) Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+) Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) Atmosférica Separador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1) Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.) Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico
  • 20. DESHIDRATACION CON GLICOL VENTAJAS: SIMPLE PROBADA BAJO CAPEX BAJO OPEX CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 o F (-40 o C) CONTAMINACION DE SOLVENTE / PERDIDAS ABSORCION DE AROMATICOS Y H 2 S VENTEO A INCINERACION
  • 21. LOS GLICOLES EG DEG TEG Metanol C 2 H 6 O 2 C 4 H 10 O 3 C 8 H 18 O 5 CH 3 OH Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04 T ebullición atm ( o F/ o C) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5 P vapor 77 o F/ 25 o C, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120 SG @ 77 o F (25 o C) 1,110 1,113 1,119 0,790 SG @ 140 o F (60 o C) 1,085 1,088 1,092 Freezing Point ( o F / o C) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98 Visc @ 77 o F (25 o C), cP 16,5 28,2 37,3 0,52 Visc @ 140 o F (60 o C), cP 4,7 7,0 8,8 Cp @ 77 o F (25 o C),btu/lb o F 0,58 0,55 0,53 0,60 T descomposición ( o F/ o C) 329 / 165 328 / 164 404 / 206
  • 22. DESHIDRATACION CON TAMICES GAS A DESHIDRATAR GAS HUMEDO CALIENTE GAS DE REGENERACION 600 F ABIERTA CERRADA
  • 23. LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICAS Descripción Temperatura o F ( o C) Presión psia (bar) Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi. Duración ciclo absorción 8-24 horas Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción Caída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)
  • 24. DESHIDRATACION CON TAMICES VENTAJAS: DEW POINT < -148 o F (-100 o C) NO ABSORBEN AROMATICOS REMUEVE H 2 O / H 2 S NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTE CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX DESECANTE SENSITIVO A HC REMPLAZO PERIODICO ≈ 5 A ÑOS ALTA T regeneración ALTA CARGA regeneración
  • 25. LOS TAMICES MOLECULARES PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del gas natural Desecante Forma Densidad (lb/pie 3 ) Tamañ o de particula Contenido agua salida (ppm,p) Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10 Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1 Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1 Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10 Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10 Tamiz molecular Esférica 42-45 4-8 Mesh 8-12 Mesh 0,1 Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1
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  • 27. EFECTO DE LOS GASES ACIDOS H 2 S TOXICIDAD CORROSION (CON O SIN AGUA) CO 2 CORROSION (CON AGUA) DISMINUCION DE PODER CALORIFICO CONGELAMIENTO Perdida de Peso SSCC
  • 28. TOXICIDAD DE H 2 S CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO (%) ppm , v 0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable 0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas 0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos, irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa en periodo de 3-15 minutos 0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea 0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema pulmonar 0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis respiratoria entre 30-45 minutos de exposición 0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de exposición 0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte
  • 29. CORROSIVIDAD DE CO 2 (CON AGUA) P P CO 2 < 7 PSI: CORROSION BAJA 7 < P P CO 2 < 30 PSI: CORROSION MODERADA P P CO 2 > 30 PSI: CORROSION SEVERA CO 2 + H 2 O H 2 CO 3 Fe 3 CO 2 + 2 H + +2e - + Fe
  • 30. ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS VARIOS PROCESOS SOLVENTES QUIMICOS SOLVENTES FISICOS PROCESOS EN LECHO SOLIDO CONVERSION DIRECTA SECUESTRANTES MEMBRANAS
  • 31. ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 SOLVENTES QUIMICOS AMINAS BENFIELD TM Y CATACARB TM SOLVENTES FISICOS PROPILENO CARBONATO (FLUOR) SELEXOL TM (UNION CARBIDE) RECTISOL TM (LINDE AG) SULFINOL TM (SHELL) LECHOS SOLIDOS TAMICES MOLECULARES ESPONJA DE HIERRO SULFATREAT OXIDO DE ZINC CONVERSION DIRECTA LOCAT TM SULFEROX TM SECUESTRANTES TRIAZINAS TM SULFA CHECK TM SULFA SCRUB TM OTROS OTROS MEMBRANAS DESTILACION EXTRACTIVA HIBRIDO
  • 32. ELIMINACION DE H 2 S / CO 2 SELECCIÓN DE PROCESOS COS … Sulfuro de carbonilo (*) … Denota mercaptanos CS 2 … Disulfuro de carbono EMS … Etil metil sulfuro DMDS … Dimetil disulfuro Contaminante Aminas (DEA) Solv. físicos (Selexol) Solv. hibridos (Sulfinol) Carb. Potasio (Benfield) Tamices moleculares H 2 S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno CO 2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno CS 2 No Bueno Bueno Posible --- EMS, DMDS No --- --- --- ---
  • 33. > 20 Ton/día: TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE Entre 150 kg/d - 20 Ton/día : REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO < 150 kg/día : SECUESTRANTES NO REGENERABLES ELIMINACION DE H 2 S: CRITERIOS
  • 34. ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS) Gas agrio Gas Dulce Amina Rica Gas combustible Gas ácido Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash HX amina rica/pobre Bomba amina Filtros Enfriador de amina Rehervidor Reclaimer (opcional) Bomba reflujo Tambor reflujo Condensador reflujo
  • 35. SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA REMOCION DE H 2 S Y CO 2 DEL GAS CALOR CALOR
  • 36. SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA TERCIARIAS: MDEA SECUNDARIAS: DEA, DIPA MAYOR REACTIVIDAD MENOR SELECTIVIDAD REQUIERE RECLAIMING MAYOR REQUERIMIENTO ENERGETICO CORROSIVO ADECUADO PARA BAJA PRESION DEA MUY UTILIZADA 20-50% SOLUCION MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO QUE MEA NO REQUIERE RECLAIMING INCREMENTO REACTIVIDAD INCREMENTO SELECTIVIDAD MENOR REACTIVIDAD MAYOR SELECTIVIDAD UTILIZADA PARA CO2 BULK REMOVAL MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO
  • 37. MONOETANOLAMINA (MEA) DIETANOLAMINA (DEA) DIISOPROPANOL AMINA (DIPA) DIGLICOLAMINA (DGA) METILDIETANOLAMINA (MDEA) SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS Amina MEA DEA DGA MDEA Concentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50 Carga gas ácido Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor Presion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-Alta Absorción HC media media alta baja Selectividad H 2 S no > MEA no alta
  • 38. VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE ENTRADA Y SALIDA REMUEVE CO 2 / H 2 S A ESPECIFICACION A BAJA PRESION DE ENTRADA DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX INTENSIVO EN ENERGIA CORROSION GAS DE COLA (H 2 S) A DISPOSICION ALTA CARGA regeneración SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
  • 39. SOLVENTES FISICOS Gas agrio Gas Dulce CO 2 H 2 S Contactor Separador de entrada Separador de salida Tanque flash Enfriador CO 2 Tanque flash Gas Despojamiento Despojador H 2 S Solvente pobre Solvente semi pobre Calentador
  • 40. VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA REGENERACION A BAJA T ECONOMICO PARA BULK REMOVAL SELECTIVO AL H 2 S REMUEVE COS, CS 2 DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA P P GAS ACIDO (P P gas acido > 50 psi) LIMITADO A BAJO % HC PESADOS GAS DE COLA (H 2 S) A DISPOSICION NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACION PROCESOS BAJO LICENCIAS SOLVENTES FISICOS
  • 41. TAMICES MOLECULARES : SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO OPERANDO Y UNO EN REGENERACION. GAS DE REGENER. A INCINERADOR O PLANTA DE AZUFRE PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2 SIMULTANEAMENTE LECHOS SOLIDOS: TAMICES Gas de regeneración a antorcha Gas dulce Gas agrio Lecho # 1 Lecho # 2 Calentador
  • 42. LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE Gas agrio Gas dulce Lecho base hierro H 2 S Lecho Fe o Tamiz Sulfuro de hierro Económico para menos de 500 Kg/d de remoción ESPONJA DE HIERRO : SELECTIVO A H 2 S EN LECHO DE Fe O 3 . AL CONSUMIRSE, DEBE SER CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION SULFATREAT : SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO CON FeO 3 PATENTADO. SELECTIVO A H 2 S. NO AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA. OXIDO DE ZINC : LECHO SOLIDO DE OXIDO DE ZINC
  • 44.
  • 45. RECUPERACION DE AZUFRE Endulzamiento de gas (H 2 S) Gas natural agrio Gas de refinería agrio Recuperación de Azufre SRU Gas ácido a venteo o incineración Regulaciones ambientales De cola a venteo o incineración Regulaciones ambientales Tratamiento gas de cola LA MAYOR PARTE DE LA PRODUCCION DE AZUFRE ES OBLIGADA Y NO POR NEGOCIO FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
  • 46.
  • 47. REMOCION DE MERCURIO PEQUE ÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS EN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOS CRIOGENICOS LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSION ES 0,01 μ g /m 3 PARA EVITAR CORROSION LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES 50 μ g /m 3 (5000 VECES MAYOR)
  • 48. REMOCION DE MERCURIO Gas con Hg Gas sin Hg PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S) ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADA ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas) CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y AGUA 345 MM scfd -> 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO CARGA PATENTES: (IFP) DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA