Endulzamiento Del Gas Natural

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

• Toxicidad del H2S.

• Corrosión por presencia de H2S y el CO2.

• En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.

• Disminución del poder calorífico del gas.

• Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

• Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas, estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas:

• 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.

• 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).

• 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 es para comercializarlo.

• Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario separar, 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.

• Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y 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 eliminar H2S y CO2, se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos, dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otro sí. 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 absorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial.

PROCESOS DE ABSORCIÓN QUÍMICA

La absorción es una operación unitaria en la cual los componentes solublesde una mezcla de gas son disueltos en un líquido. La operación inversa se denomina desorción, la cual es empleada cuando se requiere transferir los componentes volátiles de una mezcla líquida a un gas. Estas operaciones se realizan generalmente en torres verticales que en su interior tiene platos, empaques u otros dispositivos queaumentan el contacto entre ambas fases, las cuales fluyen a contracorriente.

Entre los factores más importantes para las operaciones de absorción y desorción se encuentran:

• La velocidad, composición, temperatura y presión de gas entrante a la columna.

• La recuperación requerida de los solutos.

• La elección del disolvente.

• La presión y temperatura de operación de la columna.

• La velocidad mínima del disolvente.

• El número de etapas de equilibrio.

• Los efectos del calor y las necesidades de enfriamiento.

• El tipo de absorbedor.

• Las dimensiones de la torre.

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 absorbedora o 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 obliguen 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 obliguen la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas temperaturas).

PROCESOS CON AMINAS

• Términos técnicos

Para una correcta compresión del proceso, se indican a continuación, términos técnicos que se utilizan en la descripción del proceso:

1. Gas acido: gas natural que contiene componentes corrosivos, tales como H2S (Ácido sulfhídrico), mercaptanos (compuesto de azufre) y/o CO2 (Dióxido de carbono).

2. Gas dulce y/o tratado: gas natural, con un contenido de compuestos corrosivos máximo, definido por el Ente que regula la calidad del Gas de Venta.

3. Solución de amina: solvente utilizado en el proceso. Los tipos de amina utilizados son MEA (amina primaria, concentración máxima recomendada 15 % en peso), DEA (amina secundaria, concentración máxima recomendada 30 % en peso), DGA o MDEA (amina terciaria, concentración máxima recomendada 50 % en peso) y/o Solventes formulados, con base de amina terciaria, fabricada por reconocidos fabricantes tales como: Hunstman, Unión Carbide o Dow Chemical.

4. Amina rica: corriente de amina que deja la columna absorbedora.

5. Amina pobre: corriente de amina que ingresa a la columna absorbedora.

6. Columna absorbedora: columna con internos, tipo platos y/o rellena, donde se ponen en contacto al Gas ácido con la amina pobre, para disminuir el contenido de componentes corrosivos del gas, mediante un proceso de absorción (transferencia de compuestos corrosivos desde la fase gas, gas ácido, a la fase líquida, solución de amina pobre).

7. Columna regeneradora. columna con internos tipo platos y/o rellena, donde mediante un proceso de calentamiento, se eliminan los componentes ácidos de la amina rica, para producir por el fondo de la misma una solución de amina pobre.

Las plantas de tratamiento de gas que operan con solventes químicos para remoción de gases ácidos presentan una serie de problemas tales como: formación de espumas, corrosión, cargas de solución, ensuciamiento de intercambiadores, y aún paros de planta.

CIRCUITO DE UNA PLANTA DE AMINAS

En un típico sistema de aminas el gas a tratar ingresa desde una unidad “scrubber” cuya función es remover agua e hidrocarburos líquidos, a la torre absorbedora donde se contacta en contracorriente con la solución de aminas.

Luego del contacto amina – gas, la amina deja el fondo del absorbedor “cargada” con los gases ácidos (solvente rico). El solvente rico es llevado a un separador horizontal (flash tank), para remover los gases

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