| Date post: | 14-Dec-2015 |
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UNIVERSIDAD LAICA ELOY ALFARO DE MANABÍ
FACULTAD:
INGENERIA INDUSTRIAL
MATERIA:
QUIMICA ORGANICA
TEMA:
PLANTA DE GAS
INTEGRANTE:
ANCHUNDIA ANCHUNDIA JOSE JUNIOR
CURSO:
2 SEMESTRE “A”
DOCENTE:
Dr. SANTOS ALAVA
MANTA, 2015
INDICE
1. Tema
2. Objetivos
3. Introducción
4. Marco teórico
4.1. Etapas del procesamiento de la industria del gas
4.2. Tipos de procesos para la eliminación de H2S y CO2
4.3. Procedimiento preliminar para seleccionar un proceso de endulzamiento
4.4. Capacidad de remoción de ácidos
4.5. Consideraciones de diseño en una planta de gas
4.6. Avances tecnológicos en el tratamiento del gas
4.7. Procesamiento del gas
4.8. Proceso de refrigeración
4.9. Procesos criogénicos
4.10. Plantas de gas en el Ecuador
4.11. Plantas de gas en el mundo
4.12. Conclusiones
4.13. Anexos
4.14. Bibligrafia
1.-PLANTA DE GAS
2.-OBJETIVOS
Objetivo general
Conocer el procesamiento de manera general de una planta de gas en el Ecuador
y el mundo.
Objetivos especifico
Describir las etapas de la planta de gas.
Conocer la importancia de la planta de gas.
Identificar el diseño de una planta de gas.
Identificar las avances y plantas de gas en el Ecuador
Conocer el funcionamiento de distintas plantas de gas en el mundo.
3.-INTRODUCCIÓN
En el siguiente proyecto de investigación se desplegara n los distintos procesos, etapas,
tratamientos avanzados y otros factores inmersos dentro de la industria de gas para su
funcionamiento.
Una planta de gas está diseñada para eliminar los componentes más pesados y valiosos
del metano en el flujo del gas. Durante este proceso se requiere una caída de presión, la
cual debe ser recuperada antes de ser introducido al gasoducto. En plantas pequeñas,
generalmente se utilizan compresores con motor a gas.
El gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables
formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra frecuentemente en
yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón.
Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto
principalmente por metano. Se puede medir en unidades de volumen (metros cúbicos
m3 ó pies cúbicos ft3) o de energía (kilovatio hora Kwh. o unidades caloríficas BTU).
La composición química del gas natural es la razón de su amplia aceptación como el
más limpio de los combustibles fósiles; por esto, el uso del gas natural puede contribuir
a mejorar la calidad del aire, el ambiente urbano, y la lucha contra la lluvia ácida. Según
la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), el gas natural es el tercer
combustible más utilizado del planeta después del petróleo y el carbón.
Estudiaremos los avances de las plantas de gas en el país y como trabajan otras plantas
de gas alrededor del mundo.
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural.
Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y
pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y
procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos
gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se
conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas
natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se
pueden mencionar:
•Toxicidad del H2S.
•Corrosión por presencia de H2S y CO2.
•En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.
•Disminución del poder calorífico del gas.
•Promoción de la formación de hidratos.
•Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2
porque de lo contrario se solidifica.
•Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y di
sulfuro 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.
4.- MARCO TEORICO
4.1.-ETAPAS DEL PROCESO DEL ENDULZAMIENTO DEL GAS
Mapa 1. Mapa de las etapas en el proceso de endulzamiento del gas.
El proceso de endulzamiento (objeto de esta propuesta), se hace con el fin de remover el
H2S y el CO2 del gas natural, debido a que estos compuestos son gases que pueden
ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas, así como también
problemas de corrosión, olores perniciosos, emisiones de compuestos causantes de
lluvia ácida, entre otros. El segundo proceso, de deshidratación, se realiza para eliminar
el vapor de agua que contiene el gas, el que puede producir corrosión y formar hidratos
de hidrocarburos (a temperaturas cercanas a la ambiente y a presiones altas)
obstruyendo las restricciones presentes en los gasoductos. Las especificaciones para el
transporte del gas natural a través de gasoducto en Argentina están reguladas por el
ENARGAS (1998), resolución nº 622/98 (Condiciones de referencias: 15ºC y 101,325
kPa). Las mismas se detallan en la Tabla 1. El último proceso, de ajuste de punto de
rocío, es necesario para disminuir el contenido de hidrocarburos pesados (componentes
de la gasolina) a los efectos de ajustar el poder calorífico del gas.
El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la
característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del
ETAPAS DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS
ENDULZAMIENTO
RECUPERACION DE AZUFRE
LIMPIEZA DE GAS COLA
REGENERACION
INCINERACION
gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras
de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales
(Martínez & Velázquez de Bermúdez, 2006).
El dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es
tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede
llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es soluble en agua, y la solución
generada puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, de aquí la
propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua (Martínez & Velázquez
de Bermúdez, 2006).
Otros componentes indeseables de naturaleza ácida son el sulfuro de carbonilo (COS) el
cual es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico que normalmente se descompone en
CO2 y H2S y los mercaptanos de fórmula general RSH, donde los más comunes son el
metil y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo (Martínez &
Velázquez de Bermúdez, 2006).
Este trabajo describe el desarrollo de una simulación estacionaria para un proceso de
endulzamiento de gas natural con aminas y, en particular, se realiza la absorción de
dióxido de carbono ya que se trabaja con gas natural de la región noroeste de Argentina,
el cual no posee compuestos sulfurados en cantidades apreciables para ser removidos.
El endulzamiento es llevado a cabo en un sistema compuesto fundamentalmente por una
torre absolvedora y una torre regeneradora. Compañías como Panamerican y Tecpetrol
operan este tipo de plantas en dicha región (Velazquez, 2008).
En este proceso se produce la absorción del gas ácido en una solución acuosa de amina.
La corriente de gas a endulzar y la corriente de amina se ponen en contacto en una torre
absolvedora. En esta torre los componentes ácidos del gas reaccionan con la amina y
forman un complejo que es soluble en la fase liquida. Para que la reacción se lleve a
cabo se deben cumplir las siguientes condiciones: presión elevada y temperatura baja.
Por cabeza de esta torre se obtiene una corriente de gas dulce, y por fondo se obtiene
una corriente de amina rica. A fines de minimizar costos de operación y de mitigar la
contaminación al medio ambiente se regenera la corriente de solvente. Para ello se
alimenta la corriente de amina rica a una torre de destilación donde se lleva cabo la de
desorción de los componentes ácidos. Las condiciones de esta torre son opuestas a las
condiciones de la torre absolvedora. La corriente de amina pobre se enfría y presuriza
para realimentarla a la torre absolvedora (Madox, 1982).
Una vez simulada la planta se realiza un análisis de sensibilidad con el fin de identificar
a las principales variables operativas del proceso. Estas variables serán consideradas en
un posterior estudio de optimización. Para realizar el análisis de sensibilidad se empleó
el simulador HYSYS® V7.1 (Licencia de la Facultad de Ingeniería – Universidad
Nacional de Salta- Salta-Argentina).
A continuación se detallan las etapas en el proceso de endulzamiento del gas
natural:
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 di sulfuro 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, 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
eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones
ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la
remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad
recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe
contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del
gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.
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.
4.2.-TIPOS DE PROCESOS
Mapa 2. Tipos de procesos para la eliminación de H2S y CO2
Tipos de procesos para la eliminación de H2S y CO2
PROCESOS DE CONVERSION DIRECTA
PROCESOS HIBRIDOS
PROCESOS DE ABSORCION FISICA
PROCESOS DE ABSORCION QUIMICA
PROCESOS DE ABSORCION EN LECHO SECO (ABSORCION)
4.2.1.-Procesos de absorción química.
Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en
contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los
gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la
solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones
que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la
solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los
más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.
El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a
condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente
(bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones
que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas
temperaturas).
Mapa 3. Procesos de absorción química.
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), Diisopropanolamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).
Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de
Acuerdo con la Presión Parcial del H2S
Procesos de absorción química
Con carbonatoCon aminas
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).
Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:
RNH2 + H2S RNH4S + calor (5.3)
2RNH2 + CO2 RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)
RNH2 + H2O + CO2 RNH3HCO3 + Calor (5.5)
Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en
otro. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay
producción de calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar la amina se
debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale
de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina.
La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S.
La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar
H2S, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para
remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulación en una
planta de endulzamiento; de acuerdo con la reacción estequiometria para quitar un mol
de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la práctica se usa alrededor de 0.4
moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEA es estable
químicamente y aunque la rata de reacción con H2S es mayor que con CO2 el proceso
de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el CO2. La MEA
normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores
exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorción de
hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues estos
hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la
unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros
compuestos sulfurados.
La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo
siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas
por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y
carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad.
Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar
parcialmente la degradación y recuperar la MEA.
La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones
es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una
ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan
altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con
los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2
y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se puede
descomponer en la regeneración.
La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja
capacidad relativa para quitar H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-
aminas.
Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son
generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de
H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; tales concentraciones están dadas por
peso. La estequiometria de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el
peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren
aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas ácido que
remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener
concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de
20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de
DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 por problemas de
corrosión; el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de DEA
normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA. Mientras mayor sea
la relación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el gas que puede
eliminar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita
sobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosión.
Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y desulfurización
simultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al
85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultáneos son
efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a eliminar es baja.
La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por
la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solución rica, con azufre,
sale por la parte inferior de la contactora. La solución rica se envía a regeneración en la
torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solución
pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.
En el regenerador la solución rica se calienta y se presenta la mayor parte de la
separación de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar
por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salió en estado
gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y
el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía, recircula, a la torre de
regeneración. En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador
se hace sacando solución de la torre haciéndola pasar por un intercambiador de calor
para calentarla y regresándola nuevamente a la torre.
Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de
gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.
En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan
las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y
RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un
regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobre que
sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se envía al purificador
en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen
por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el
recipiente y removidos drenando periódicamente el recipiente. El purificador se usa
cuando la amina es MEA o DEA.
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.
Aproximación al Diseño de una Unidad de Aminas.
Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador.
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 re hervidor 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.
4.2.2.-Procesos de absorción física
Mapa 4. Procesos de absorción química
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 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 más 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.
Procesos de absorción física
Proceso selexol Proceso de lavado con agua
Proceso Selexol
Usa como solvente un dimetil eter de polietileneglicol (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 más costoso que las aminas
En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y
depositación de azufre en los equipos.
Baja remoción de mercaptanos
Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.
Proceso de Lavado con Agua.
Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay
reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se
regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se
requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal
desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.
El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones
H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas
para reducir costos.
En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto
con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la
torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el
proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador
de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se
represuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases
ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.
4.2.3.-PROCESOS HIBRIDOS
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.
4.2.4.-PROCESOS DE CONVERSION DIRECTA
Mapa 5. 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 él 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
Procesos de conversión directa
Proceso de hierro esponjaProceso Stretford
• 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:
Fe2O3 + 3H2S → Fe2S3 + 3H2O (5.18)
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:
2Fe2S3 + 3O2 →2Fe2O3 + 6S (5.19)
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, después 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 .
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.
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.
4.2.5.-PROCESO DE ABSORCION EN LECHO SECO (ABSORCION)
En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad por
los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que
también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el de las mallas
moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en
esta categoría
Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas
importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la
eficiencia del proceso no depende de la presión. Se aplica a gases con concentraciones
moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.
Proceso con mallas moleculares
Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación
por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de
metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso
con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con
concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las
de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son
selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura
cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las
moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces
iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las
parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán
endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están
disponibles en varios tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el
paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como
hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño
similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por
las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El
principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y
por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.
Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común
presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a
temperaturas entre 300 y 400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar
indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues
esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principal
causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se
pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa.
El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de
gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos
de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o
deshidratación realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces
cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criógénicos.
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.
4.3.-PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN PROCESO
DE ENDULZAMIENTO
Mapa 6. Selección de procesos aplicables para los procesos de endulzamiento
4.3.1.-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 más, 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.
4.3.2.-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
Selección de procesos aplicablesEspecificaciones del gas residual.
Características del Gas a Tratar.
Consideraciones del Proceso
Disposición Final del Gas Ácido
Costos
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.
4.3.3.-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.
4.3.4.-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 más presión que si se va a incinerar.
4.3.5.-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 más eficientes en este sentido que los de aminas.
4.4.-CAPACIDAD DE REMOCION DE ACIDOS
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.
4.5.-CONSIDERACIONES DE DISEÑO EN UNA PLANTA DE GAS
Mapa 7. Consideraciones de diseño en una planta de gas.
4.5.1.-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.
4.5.2.-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.
Consideraciones de diseño en una planta de gas
Corrosión
Operación del regenerador Operación del reclaimer
Dimensionamiento apropiado
Selección de materiales
Pérdidas y degradación de las aminas
Formación de espumas
Filtrado de la solución
Acondicionamiento del gas de entrada
4.5.3.-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.
4.5.4.-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.
4.5.5.-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.
4.5.6.-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.
4.5.7.-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.
4.5.8.-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.
4.5.9.-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.
4.6.-AVANCES TECNOLOGICOS EN EL TRATAMIENTO DEL GAS
Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeños, yacimientos muy aislados o
yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que
actualmente no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos
costos de producción, incluyendo los costos de procesamiento del gas para llevarlo a las
condiciones de calidad exigidos, no los hacen económicamente viables. Una forma de
hacerlos viables económicamente sería si se tuvieran mecanismos de procesamiento más
económicos, menos costosos y más eficientes.
Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigación del Gas Natural,
como el IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la
IGU ( International Gas Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers
Associaton), realizan trabajos intensivos en investigación y desarrollo para desarrollar
nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologías de procesamiento
del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.
Otra de las razones que motivan investigación en el área de tratamiento del gas son las
regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos orgánicos volátiles (VOC)
especialmente en los procesos de regeneración de los materiales usados para
deshidratación y endulzamiento del gas, y para la disposición final del azufre obtenido
en la remoción del sulfuro de hidrógeno.
En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o
más, pero más integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables
fácilmente para poderlos utilizar en plataformas o en yacimientos de difícil acceso.
En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposición materiales menos
costosos, más eficientes y más amistosos con el medio ambiente.
Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes,
económicos, de fácil operación, que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.
Mapa 7. Avances tecnológicos en el tratamiento del gas
4.6.1.-USO DE MEMBRANAS DE FILTRACION SELECTIVA EN EL
TRATAMIENTO DEL GAS.
Una tecnología que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas
selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no
hidrocarburos a nivel molecular. Tales procesos son más confiables que otros a base de
solventes químicos y con altos costos de mantenimiento y dependen únicamente de la
naturaleza del material de la membrana. Estas características hacen que las membranas
sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas.
El instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Instituto de Tecnología del Gas
(IGT) ha efectuado evaluaciones de campo de unidades de procesamiento tipo
membrana para construir una mejor comprensión de la economía de esta tecnología bajo
varios escenarios de operación. Los resultados de estas pruebas soportan la evidencia de
que las membranas forman un grupo importante de opciones de procesamiento de gas
disponibles.
La tecnología de membrana está emergiendo rápidamente en la industria del petróleo
para uso en el tratamiento de gases de producción. La filtración selectiva consiste en
que una membrana polimérica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2,
H2S y agua de un gas natural cuando se somete a una presión diferencial.
En los procesos con membranas semipermeables ( permeation Process) el gas entra a un
recipiente que posee dos zonas de presiones diferentes separadas por una membrana. El
Desarrollo tecnológico en las industrias del procesamiento de gas
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
gas entra a la zona de presión más alta y selectivamente va perdiendo los componentes
que se puedan permear a través de la membrana hacia la zona de menor presión. Se
podrán permear los componentes que tengan afinidad por la membrana.
Se detalla a continuación el proceso:
El gas entra al recipiente donde está instalada la membrana y queda por encima de ésta.
Por debajo de la membrana se tiene una presión menor y por lo tanto el gas tratará de
pasar pero sólo lo harán las moléculas que tienen afinidad por la membrana, o sea los
contaminantes del gas, aunque también pasará algo de hidrocarburos dependiendo de la
diferencia de presión a ambos lados de la membrana, el contenido de contaminantes y la
permeabilidad de la membrana.
De todas maneras, la mayor parte de las moléculas de hidrocarburos no pasarán la
membrana y saldrán del recipiente con un contenido más bajo de contaminantes. Si se
logra que la membrana baje el contenido de contaminantes en el gas a valores tan bajos
como los que se consiguen con los tratamientos convencionales para remover CO2, H2S
y agua, estos podrán ser sustituidos por las membranas especialmente en plataformas de
producción por disminución en peso y requerimientos de espacio de la instalación.
Las membranas planas no se usan comercialmente porque no tienen suficiente área. En
los sistemas de capilares de fibra se tiene un número grande de capilares, de 10000 a
100000, cuya superficie es semipermeable y es a base de fibra, el diámetro de los
capilares es de un milímetro o menos y van montados en un plataforma que los
mantiene paralelos, todo el sistema finalmente va rodeado por una carcasa. La zona de
alta presión puede ser el interior o el exterior de los capilares, pero en todos los casos el
gas a tratar entra por la zona de alta presión y ya tratado sale por la misma zona de alta
presión; los gases removidos, o sea los gases ácidos, salen por la zona de baja presión.
La zona de baja presión está a una presión del 10 al 20% de la presión alta.
Las investigaciones realizadas con el uso de membranas para remover CO2, H2S y H2O
han mostrado lo siguiente:
- Remoción de CO2. Cuando el gas se va a licuar el contenido de CO2 se debe llevar a
valores muy bajos y en éstos casos el costo de tratamiento usando membranas (costo de
la membrana más costo del gas que arrastra el CO2) está muy por encima del costo
usando una planta de aminas, se espera que mejorando la selectividad de la membrana y
su permeabilidad se puedan tener costos más competitivos.
Cuando el gas se va a vender en fase gaseosa no es necesario bajar tanto el nivel de CO2
y si el contenido inicial de CO2 en el gas es bajo, por debajo de un 20%.
aproximadamente, el endulzamiento usando membranas es más barato que el
convencional y la diferencia en costos es mayor si se logran tener membranas con
mayor selectividad. Para contenidos iniciales de CO2 entre 20 y 40%, no es
recomendable usar membranas y para contenidos iniciales de CO2 por encima del 40%,
nuevamente es más económico el uso de membranas y lo será más mientras mayor sea
el contenido de CO2. En éste último caso el gas endulzado se tiene para entregarlo al
gasoducto o para llevarlo a un proceso convencional para removerle totalmente el CO2
y poderlo licuar, y el CO2 removido, que de todas maneras ha arrastrado algo de gas,
tiene una alta pureza y se puede utilizar en procesos de recuperación.
4.6.2.-REMOCIÓN DEL H2S USANDO INYECCIÓN DIRECTA DE
BARREDORES DE H2S A LA TUBERÍA.
Los métodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanol
aminas y el método del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos
constan de una etapa de operación y una etapa de regeneración, lo cual implica el uso de
equipos múltiples, al menos una torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio,
y demanda apreciable de espacio; además en los procesos de regeneración se presenta la
formación de productos altamente contaminantes cuya disposición final incrementa aún
más los costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es económicamente
viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos
de H2S.
Actualmente en la industria del gas se está trabajando en el desarrollo de químicos
barredores de H2S de inyección directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos
requeridos para su aplicación de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economía,
compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros
importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidad
que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.
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 más 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
remoción 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 remoción 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 remoción de H2S, el uso de químico y los costos del
mismo son bastantes específicos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.
4.6.3.-USO DE NUEVOS MATERIALES COMO LA N – FORMIL
MORFOLINA (NFM) EN PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.
La N-Formilmorfolina (NFM) es un solvente físico que ha demostrado que tiene
importantes ventajas técnicas y económicas para el tratamiento de gases de baja calidad
o gases de síntesis. Esta tecnología emergente es el producto de actividades de
investigación y desarrollo del IGT; ya se puede obtener comercialmente y se ha probado
en programas de pruebas de campo como una aplicación de endulzamiento del gas
natural con significativas ventajas con respecto a otras tecnologías existentes. Las
ventajas más importantes que ha mostrado son las siguientes:
Baja Inversión de capital
Altas concentraciones de CO2/H2S en los gases a tratar.
Mayor rendimiento del producto.
Estabilidad del solvente.
Ambientalmente compatible.
Simplicidad operacional.
La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, una sustancia ampliamente
conocida en técnicas de refinería y usada para prevenir corrosión. Exhibe alta
selectividad con buena capacidad de solubilidad porque el grupo formil está ligada al
nitrógeno activo en el anillo de la morpholina. Es un solvente único por su selectividad,
capacidad de disolución, compatibilidad ambiental, no corrosividad y alto punto de
ebullición. Otras características importantes de la NFM son:
Por su estructura polar posee alta capacidad de retener grandes cantidades desde
H2S y CO2
Absorbe pocas moléculas de hidrocarburos.
Debido a su estructura polar tiene alta selectividad por las moléculas de CO2 y
H2S permitiendo altas temperaturas de operación, presiones más bajas y
menores tasas de solvente.
Es ambientalmente compatible pues es una sustancia no tóxica y biodegradable.
Por su alta temperatura de ebullición se ha usado por largos períodos a
temperaturas de 200 °C sin degradación o ruptura térmica del solvente. Los
procesos de tratamiento del gas natural operan a.temperaturas de unos 180 °C.
Es químicamente estable y no reacciona con otros componentes o contaminantes
del gas a tratar
Las mezclas NFM agua son básicas debido a la ligera hidrólisis del NFM, lo
cual se traduce en protección contra la corrosión.
4.7.-PROCESAMIENTO DEL GAS
Se entiende como procesamiento del gas, la obtención a partir de la mezcla de
hidrocarburos gaseosos producida en un campo, de componentes individuales como
etano, propano y butano. En el procesamiento del gas se obtiene los siguientes
productos:
Gas Residual o Pobre. Compuesto por metano básicamente y en algunos casos
cuando no interesa el etano, habrá porcentajes apreciables de éste.
Gases Licuados del Petróleo (LPG). Compuestos por C3 y C4; pueden ser
compuestos de un alto grado de pureza (propano y butano principalmente) o
mezclas de éstos. La tabla 26 muestra las características de algunos compuestos
o mezclas de LPG.
Líquidos del Gas Natural (NGL). Es la fracción del gas natural compuesta por
pentanos y componentes más pesados; conocida también como gasolina natural.
El caso más sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus
componentes recuperables en forma de líquidos del gas natural (NGL) y luego esta
mezcla líquida separarla en LPG y NGL. Cuando del proceso se obtiene con un alto
grado de pureza C2, C3 y C4 se conoce como fraccionamiento.
El procesamiento del gas natural se puede hacer por varias razones:
Se necesitan para carga en la refinería o planta petroquímica materiales como el
etano, propano, butano.
El contenido de componentes intermedios en el gas es apreciable y es más
económico removerlos para mejorar la calidad de los líquidos.
El gas debe tener un poder calorífico determinado para garantizar una
combustión eficiente en los gasodomésticos, y con un contenido alto de
hidrocarburos intermedios el poder calorífico del gas puede estar bastante por
encima del límite exigido.
Se habla básicamente de tres métodos de procesamiento del gas natural: Absorción,
Refrigeración y Criogénico. El primero es el más antiguo y el menos usado actualmente;
consiste en poner en contacto el gas con un aceite, conocido como aceite pobre, el cual
remueve los componentes desde el C2 en adelante; este aceite luego se separa de tales
componentes. El método de refrigeración es el más usado y separa los componentes de
interés en el gas natural aplicando un enfriamiento moderado; es más eficiente que el
método de absorción para separar del C3 en adelante. El proceso criogénico es el más
eficiente de los tres, realiza un enfriamiento criogénico (a temperaturas muy bajas,
menores de -100 °F) y se aplica a gases donde el contenido de intermedios no es muy
alto pero requiere un gas residual que sea básicamente metano.
4.8.-PROCESO DE REFIGERACION
En este caso la mezcla gaseosa se enfría a una temperatura tal que se puedan condensar
las fracciones de LPG y NGL. Los refrigerantes más usados en este caso son freón o
propano.
El gas inicialmente se hace pasar por un separador para removerle el agua y los
hidrocarburos líquidos. Al salir el gas del separador se le agrega glicol o algún inhibidor
de hidratos para evitar que estos se formen durante el enfriamiento. Luego el gas pasa
por un intercambiador donde se somete a pre-enfriamiento antes de entrar al Chiller
donde le aplica el enfriamiento definitivo para llevarlo hasta aproximadamente -15 °F.
Del Chiller el gas pasa a un separador de baja temperatura donde habrá remoción del
glicol y el agua, y los hidrocarburos, como mezcla bifásica, pasan a una torre de
fraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocarburos livianos, C1 básicamente,
en forma gaseosa como gas residual que sale por la parte superior; los hidrocarburos
intermedios C2, C3, C4 y C5+ salen por la parte inferior hacia almacenamiento si no se
va hacer separación de, al menos, LPG y NGL, o hacia fraccionamiento si es lo
contrario.
Parte de los gases que tratan de salir de la torre fraccionadora son condensados y
reciclados para reducir el arrastre de hidrocarburos intermedios en el gas.
El calentamiento en el fondo de la torre se hace para evaporar el metano y el etano;
reduciendo la presión y aumentando la temperatura se puede conseguir una mejor
separación del metano y el etano de la fase líquida.
Los niveles típicos de remoción de C3, C4, C5+ por este proceso son: C3 - 85%; C4 -
94%; C5- 98%. Es posible recuperar pequeños porcentajes de C2 en este tipo de plantas,
pero está limitado por el hecho de que no es posible, con las refrigerantes actuales, bajar
la temperatura del gas antes de entrar a la absorbedora a valores por debajo de -40 °F
aproximadamente.
La mayoría de las plantas usan freon como refrigerante y limitan la temperatura del gas
de entrada a -20 °F, porque a temperaturas por debajo de este límite las propiedades
mecánicas del acero de las tuberías se ven afectadas.
4.9.-PROCESOS CRIOGENICOS
Se caracterizan porque el gas se enfría a temperaturas de -100 a -150 °F (Temperaturas
Criogénicas); en este caso se requiere que el gas después de la deshidratación tenga un
contenido de agua de unas pocas ppm, además se necesita que el gas se pueda
despresurizar para poderlo enfriar. Las plantas criogénicas son la de mayor rendimiento
en líquidos recobrados, son más fáciles de operar y más compactas aunque un poco más
costosas que las de refrigeración.
La selección de una planta criogénica se recomienda cuando se presenta una o más de
las siguientes condiciones.
Disponibilidad de caída de presión en la mezcla gaseosa
Gas pobre.
Se requiere un recobro alto de etano (mayor del 30%).
Poca disponibilidad de espacio.
Flexibilidad de operación (es decir fácilmente adaptable a variaciones amplias
en presión y productos).
Como el gas se somete a caída de presión, el gas residual debe ser recomprimido y por
esta razón la expansión del gas, en lugar de hacerse a través de una válvula, se hace a
través de un turbo expandir para aprovechar parte de la energía liberada en la expansión.
El gas inicialmente se hace pasar por un separador de alta presión para eliminar los
líquidos (agua y condensados). Luego se pasa por una unidad de deshidratación para
bajarle el contenido de agua a valores de ppm; por esto la unidad de deshidratación debe
ser de adsorción y el disecante del tipo mallas moleculares.
De la unidad de deshidratación el gas intercambia calor con el gas que sale de las
desmetanizadora a aproximadamente -150 °F y luego pasa a un separador de baja
temperatura. De este separador el líquido y el gas salen aproximadamente a -90 °F y el
líquido entra a la desmetanizadora por un punto donde la temperatura de esta sea
aproximadamente -90 °F. El gas que sale de este separador pasa por el turbo expandir
donde la presión cae a unos 225 IPC y la temperatura cae a -150 °F y a esas condiciones
entra a la desmetanizadora.
En la desmetanizadora la temperatura varía desde uno 40 °F en el fondo, donde hay una
zona de calentamiento, y -150 °F en el tope.
El gas que sale del tope a -150 °F y 225 LPC intercambia calor con el gas que sale de la
unidad de deshidratación y luego pasa a un compresor que es activado por el turbo
expandir, aprovechando parte de la energía cedida por la expansión del gas, y luego otro
compresor termina de comprimir el gas para llevarlo a la presión requerida.
Como el gas se calienta por la compresión al salir del último compresor, parte de este
gas se usa para mantener el fondo de la desmetanizadora a 40 °F y el resto se hace pasar
por un enfriador para llevarlo a la temperatura adecuada. Todo este es el gas residual,
que en su composición es básicamente metano.
El líquido que sale de la desmetanizadora son los componentes pesados del gas y se
envía a almacenamiento, o a fraccionamiento para obtener C2, C3 y C4 (o LPG) y NGL.
En una planta criogénica los rendimientos en componentes recuperados son: C2 > 60%,
C3 > 90% y C4+ ≈ 100%.
4.10. PLANTAS DE GAS EN EL ECUADOR
Habiendo plantas de gas creadas ya en el país no se tenía lo esperado actualmente con el
cambio de la matriz productiva se han creado nuevas plantas de gas que impulsaran el
desarrollo a continuación se expondrán algunas características de estas plantas de gas.
Ecuador es un productor relativamente pequeño de gas natural dentro del mercado;
actualmente, en las estaciones de producción de Petroecuador se ha puesto verdadero
interés en el gas asociado, utilizándolo como: combustible en las turbinas para
generación de energía eléctrica, para mantenimiento de presión mediante inyección,
como fluido motriz en sistemas de levantamiento artificial, entre otros usos. El consumo
del gas natural para la producción de energía eléctrica, así como para uso en procesos
industriales, se ha incrementado notablemente en los últimos años.
La primera plataforma marítima de extracción de gas natural del Ecuador Amistad es
utilizada por la industria cuencana.
La plataforma de extracción de gas natural está ubicada a unos 60 kilómetros mar
adentro en el golfo de Guayaquil.
Es una estructura metálica de 40 metros de altura, dividida en tres plantas, más otros 40
metros de pilares que se hunden en el mar.
La extracción desde los yacimientos de gas hasta la planta tiene una profundidad de 12
mil a 13 mil pies, es decir, a 4 000 metros, que llega a través de tuberías en donde recibe
el tratamiento de purificación de líquidos y condesados, logrando que el gas se
encuentre con 98% libre de metano.
Luego el gas extraído es llevado a la planta de licuefacción ubicada en Bajo Alto, el
área de la planta es de dos hectáreas, lugar en donde se transforma el gas a estado
líquido lo que permitirá la transportación porque reduce el volumen 600 veces y se les
almacena en tanques a una temperatura de menos 162 grados.
El Ecuador incrementó la producción de gas natural de 30 millones de pies cúbicos a 50
millones por día, en un periodo de poco más de dos meses, se estima que hasta el 2013
prevé que la producción supere los 100 millones de pies cúbicos diarios.
Este incremento es atribuido a la nacionalización de la empresa Energy Development
Company (EDC) y de la termoeléctrica en tierra Machala Power, que eran, hasta junio
de este año, administradas por el consorcio energético estadounidense Noble Energy.
La compañía EDC está encargada de la explotación, extracción y producción de gas
natural del bloque 3 del campo Amistad, en el Golfo de Guayaquil, para la generación
eléctrica de la planta Machala Power, ubicada en el sector Bajoalto, cantón El Guabo
(provincia de El Oro).
El incremento de la producción potencia la diversificación energética, pues permitirá
que otras termoeléctricas que utilizan diesel importado, muy costoso para el país,
empiecen a funcionar con gas natural.
El costo del gas se calcula en poco más de USD 6, igual que el gas que se comercializa
en Perú, según despacho de Andes.
Se aspira que luego de cumplir con todos los requisitos, una empresa privada obtuvo la
autorización para construir otra planta licuefactora, con lo cual habrá gas suficiente para
Machala Power, termoeléctricas e industrias.
Es bueno que el país aproveche los recursos con los que cuenta, sobre todo si se trata de
una alternativa al combustible menos contaminante, además el producir gas natural es
beneficioso para nuestra balanza de pagos, ya que no hay que importar este
combustible.
Gas natural en el ecuador
Ecuador es un productor relativamente pequeño de gas natural dentro del mercado;
actualmente, en las estaciones de producción de Petroecuador se ha puesto verdadero
interés en el gas asociado, utilizándolo como: combustible en las turbinas para
generación de energía eléctrica, para mantenimiento de presión mediante inyección,
como fluido motriz en sistemas de levantamiento artificial, entre otros usos. El consumo
del gas natural para la producción de energía eléctrica, así como para uso en procesos
industriales, se ha incrementado notablemente en los últimos años.
Gas Licuado de Petróleo (GLP)
Son los hidrocarburos que siendo gaseosos a la presión atmosférica y a la temperatura
ambiente, por licuación se los pasa al estado líquido, que permite almacenarlos en
recipientes adecuados bajo presión, para luego emplearlos en condiciones determinadas.
Se trata en realidad de propano y butano o la mezcla de ambos productos, que como
hemos visto se encuentran en el gas natural de yacimientos gasíferos o petrolíferos.
También en el gas de refinería que se produce por destilación primaria o cracking,
hidrocarburos de C3 y C4 (incluye propeno y butenos). Al llevarse al estado líquido
reducen su volumen 250 veces, es decir un litro de propano líquido, cuando se vaporiza,
ocupa el volumen correspondiente a 272 litros en cuanto al butano ocupa un volumen
menor.
El propano y butano separados en el estabilizador como se ha indicado al obtener la
gasolina y en las refinerías de petróleo, pueden separarse en sus componentes en una
torre de separación.
GLP en el Ecuador.
Mezcla de hidrocarburos livianos, cuya composición está formada principalmente por
propano y butano, dependiendo de donde provenga (las más importantes son: Refinería
Esmeraldas o Shushufindi), el gas tiene diferente composición química, pues en la
refinería de esmeraldas el gas se obtiene a partir de los productos gaseosos del FCC,
mientras que, en Shushufindi se utiliza gas natural. En condiciones normales es gaseoso
y al comprimirlo cambia a estado líquido.
Composición de GLP de Shushufindi
COMPONENTES VOLUMEN, %
ETANO 1.94
PROPANO 59.28
i-BUTANO 11.85
n-BUTANO 26.60
i-PENTANO 0.30
n-PENTANO 0.03
Composición de GLP de Refinería Estatal Esmeraldas
COMPONENTES VOLUMEN, %
ETANO 1-3
PROPANO 55-65
PROPILENO 5-12
i-BUTANO 5-15
n-BUTANO 20-30
i-PENTANO 0-2
n-PENTANO 0-1
PLANTA DE GAS DEL COMPLEJO INDUSTRIAL SHUSHUFINDI
Antes de abordar dentro del sistema de enfriamiento, es importante conocer los distintos
procesos que ocurren dentro de la planta de gas de Shushufindi.
Diagrama de bloques planta de gas.
PREENFRIAMIENTO DE LA CARGA
SISTEMA DE REFRIGERACIÓN
DESHIDRATACIÓN DE GAS Y LÍQUIDOS
SEPARADOR DE GAS, LÍQUIDOS Y AGUA DE ENTRADA
ALMACENAMIENTO
ETAPAS DE DESTILACIÓN
ENTRADA DE GAS SECO Y LICUABLES
La planta de Monteverde- Santa Elena tiene las siguientes características:
La planta está compuesta de cuatro esferas de 3.200 toneladas métricas de capacidad,
cinco tanques (tipo salchicha), de 110 toneladas métricas, cada uno; reportando una
capacidad total de almacenamiento de 13.350 toneladas métricas.
El terminal marítimo tiene una capacidad de atraque para buques de alto calado de
75.000 toneladas. El almacenamiento terrestre criogénico de 70.000 toneladas y un
almacenamiento operativo en esferas de 13.000 toneladas que operará en Chorrillo.
La capacidad del gaseoducto alcanzará los 4.400 millones de toneladas diarias, su
extensión es de 127 km., mide 10 pulgadas y cubre la distancia entre Monteverde y
Pascuales.
En Pascuales se construirá un terminal de almacenamiento y distribución de GLP,
planta envasadora de cilindros con una capacidad de 18 toneladas métricas por hora, que
significa un envasado equivalente a 1.200 cilindros de 15 kilos y funcionarán islas de
carga para el despacho a las diferentes comercializadoras.
Flopec construye y operará las obras correspondientes al terminal marítimo y el terminal
de almacenamiento en Monteverde. Recibirá en proporción el gas: 70% propano y 30%
butano en tanques refrigerados para entregar a Petrocomercial para su posterior
envasado y comercialización.
El terminal de almacenamiento en tierra en Monteverde se conectará con el terminal de
despacho en Pascuales a través de un gaseoducto, cuya construcción estará a cargo de la
estatal Petrocomercial.
4.11. PLANTA DE GAS EN OTROS PAÍSES
En otros países como Argentina se consta con plantas separadoras y plantas
fraccionadora:
Planta Separadora"; en ella se recuperan los componentes ricos del gas natural como
una mezcla líquida homogénea. Este líquido es luego transportado a través de los 600
kilómetros que separan Loma La Lata de Bahía Blanca utilizando un ducto construido
especialmente para este fin. La unidad productiva ubicada en Bahía Blanca es la
denominada "Planta Fraccionadora". En esta Planta se obtiene, mediante destilación,
el etano, propano, butano y gasolina natural contenidos en el líquido del gas natural
recuperado en la Planta Separadora. El etano es transportado hasta las Plantas de Etileno
abasteciendo al mayor Polo Petroquímico del país, mientras que el propano, el butano y
la gasolina natural son almacenados en tanques especialmente dedicados para su
posterior despacho por vía marítima.
Planta Separadora
La Planta Separadora es abastecida por gas natural proveniente de la Cuenca Neuquina.
El producto de esta Planta es el Líquido del Gas Natural, rico en etano, propano, butano
y gasolina natural y el gas no retenido denominado Gas Residual. Este Gas Residual,
utilizado como principal fuente de energía de uso industrial y doméstico, es devuelto a
YPF S.A. para ser inyectado en los gasoductos troncales abasteciendo así a los centros
de consumo.
El proceso de recuperación de los líquidos del gas natural consta básicamente de dos
etapas, el acondicionamiento y recuperación propiamente dicha.
Durante el acondicionamiento el gas natural, proveniente de distintos yacimientos, pasa
a través de un separador a fin de evitar que partículas líquidas dañen los equipos
ubicados en el proceso de recuperación y por un sistema de deshidratación.
La deshidratación es, como su nombre lo indica, el proceso de eliminación del agua
contenida en estado vapor en el gas natural alimentado a la planta. Este proceso es
absolutamente necesario dado que el proceso de recuperación se lleva a cabo a muy
bajas temperaturas y por lo tanto el agua podría solidificarse obstruyendo equipos y/o
tuberías.
El gas deshidratado se divide en dos corrientes para ingresar a dos trenes de separación
idénticos. Se dice que la separación es criogénica ya que se realiza a muy bajas
temperaturas.
Las bajas temperaturas requeridas para llevar a cabo la recuperación de los componentes
ricos del gas natural se logran aprovechando la energía de las corrientes de proceso en
un claro ejemplo de integración energética y utilizando un turboexpansor. El
turboexpansor baja bruscamente la presión del gas natural hasta los valores requeridos
para realizar la demetanización. A su vez, la energía disipada por el turboexpansor es
aprovechada para accionar un compresor que minimiza el gas combustible requerido
para la re compresión del gas residual.
El proceso de demetanización se lleva a cabo en una columna de destilación en la que se
recuperan los líquidos del gas natural como producto de fondo, mientras que el gas que
abandona la misma por el tope constituye el gas residual.
El gas residual es comprimido hasta las presiones requeridas para su posterior transporte
a los centros de consumo.
El líquido del gas natural, mezcla homogénea constituida fundamentalmente por etano,
propano, butano y gasolina natural, es bombeado en la Planta Separadora para ser
transportada a través de un ducto construido especialmente para el transporte de este
producto.
El líquido del gas natural que arriba a Bahía Blanca ingresa a la Planta Fraccionadora
para ser sometido a una serie de procesos de destilación. Este proceso consta
fundamentalmente de 3 etapas, deetanización, depropanización y debutanización.
Durante la deetanización se separa el etano de un líquido formado por propano, butano
y gasolina natural. El etano es acondicionado para su envío en forma gaseosa a la planta
de Dow Argentina donde se produce etileno, materia prima de polietilenos y PVC.
La mezcla líquida formada por propano, butano y gasolina natural es acondicionada
hasta la temperatura y presión adecuadas para realizar la depropanización. Durante la
depropanización se obtiene por el tope propano mientras que por el fondo se obtiene una
mezcla líquida constituida por butano y gasolina natural.
Esta mezcla líquida es nuevamente acondicionada para ingresar a la columna de
destilación donde se realiza la debutanización. Por el tope de esta columna se obtiene el
butano mientras que por el fondo se obtiene la gasolina natural.
Los productos líquidos así obtenidos (propano, butano y gasolina natural) deben ser
acondicionados para su almacenaje a presión atmosférica, para lo cual son sometidos a
un proceso de refrigeración. Mediante un circuito cerrado de refrigeración con propano
se logran tres niveles térmicos de refrigerante requeridos para el almacenamiento de
estos productos.
Otras plantas de gas a nivel mundial:
El gas natural es una de las más importantes fuentes de energía no renovables
compuesta por una mezcla de gases ligeros que se localizan en yacimientos de petróleo,
disuelto o asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de
carbón. Japón alberga tres de las cinco plantas de energía de gas natural más
importantes del mundo, mientras que las restantes pertenecen a Rusia y Taiwán
respectivamente. En Fieras de la Ingeniería analizamos las cinco plantas de energía de
gas natural más grandes del mundo en base a la capacidad instalada.
Surgutskaya GRES-2, Rusia:
Surgutskaya GRES-2 (Sugrut-2), una planta de energía de ciclo combinado con una
capacidad instalada de 5.597 MW ubicada en Surgut, Rusia, es la planta de energía de
gas natural más grande del mundo, la cual se encuentra gestionada por E.ON Russia.
La central Surgut-2 consta de seis unidades de 800 MW integradas entre 1985 y 1988,
así como dos unidades de ciclo combinado avanzado de gas con una capacidad conjunta
de 797,1 MW, instaladas en julio de 2011. Las últimas unidades añadidas a la planta de
energía corresponden a modelos de turbinas de gas GE 9FA con una tasa de eficiencia
del 55,9%. Surgutskaya GRES-2 consume aproximadamente 10 mil millones de metros
cúbicos de gas al año, que provienen principalmente de los yacimientos petrolíferos de
la región Tyumen de Rusia. Según los últimos datos publicados por E.ON, la planta
generó 39,8 mil millones de kWh de electricidad en 2013.
Central Futtsu, Japón:
La central térmica Futtsu de gas natural licuado (GNL) de 5.040 MW situada en Chiba,
Japón, es en la actualidad la segunda mayor instalación de energía de gas natural del
mundo. Operada y gestionada por Tokyo Electric Power Company (TEPCO), consta de
cuatro plantas de energía de ciclo combinado puestas en servicio entre 1986 y 2010.
Las dos primeras plantas, con una capacidad instalada de 1.000 MW cada una, fueron
llevadas a cabo entre 1986 y 1988, las cuales constan de 14 unidades de ciclo
combinado integradas por turbinas de gas GE 9E. La tercera planta, Futtsu-3, que
comprende cuatro sistemas de ciclo combinado GE 109FA+e de 380 MW con un diseño
de eficiencia térmica del 55,3%, fue puesta en servicio en 2003. Por último, la Futtsu-4
de 1.520 MW fue encargada entre 2008 y 2010, constando de tres sistemas de ciclo
combinado GE 109H con un diseño de eficiencia térmica del 58,6%.
El combustible de GNL para alimentar a la planta de energía térmica Futtsu, es
suministrada a través de un gasoducto submarino desde una terminal cercana que
dispone de una capacidad para manejar hasta nueve millones de toneladas de GNL al
año.
Central Kawagoe, Japón:
La central térmica Kawagoe con 4.802 MW de capacidad instalada, ubicada en
Kawagoe, Japón, es la tercera planta de energía de gas natural más grande del mundo
propiedad de Chubu Electric Power Company, la cual dispone de cuatro unidades de
generación que hacen uso de GNL.
Las dos primeras unidades de Kawagoe de 700 MW de capacidad cada una, fueron
puestas en servicio en 1989 y 1990. Las calderas y las turbinas de vapor para estas
unidades fueron proporcionadas por los ingenieros de Mitsubishi y Toshiba,
respectivamente. La tercera y cuarta unidad de ciclo combinado integran turbinas de gas
MS7001FA de Hitachi y turbinas de gas de la serie F de Mitsubishi, puestas en servicio
en 1996 y 1997. En total, la central eléctrica utiliza seis tanques de GNL con una
capacidad de almacenamiento de 840.000 metros cúbicos.
Central Dah-Tarn, Taiwán:
La central Dah-Tarn de 4.384 MW, ubicada en Guanyin, Taoyuan, al norte de Taiwán,
es la cuarta planta de energía de gas natural más importante del mundo, operada por la
Taiwan Power Company (Taipower).
La planta fue desarrollada en dos etapas entre 2005 y 2009. La etapa-1 consistió en la
instalación de dos unidades de generación integradas cada una por tres turbinas de gas
M501F de Mitsubishi, mientras que la etapa-2 incluyó la instalación de tres unidades de
generación compuestas cada una por dos turbinas de gas M501G también de Mitsubishi.
La planta utiliza gas natural suministrado por la Chinese Petroleum Corporation (CPC),
que firmó un acuerdo en 2003 para suministrar gas a la planta de energía durante un
período de 25 años.
Central Chita, Japón:
Con 3.996 MW de capacidad instalada, la central térmica Chita ubicada en Aichi,
Japón, es la quinta planta de energía de gas natural más grande del mundo. Operada por
la Chubu Electric Power Company, la planta comenzó a operar por primera vez desde el
año 1968.
La central eléctrica de Chita se compone actualmente de seis unidades de gas natural
licuado, cuatro de las cuales operan en ciclo combinado. Las primeras cuatro unidades,
que fueron puestas en servicio entre 1966 y 1974 originalmente diseñadas para generar
energía a partir de petróleo crudo pesado, se readaptaron para la generación de energía a
base de gas natural licuado en 1985. Las unidades quinta y sexta de GNL entraron en
operación en 1978, actualizándose posteriormente entre 1992 y 1996 las unidades
primera y segunda de la planta para la operación en ciclo combinado.
4.12. CONCLUSIONES
Conocimos el procesamiento de manera general de una planta de gas, asimismo
pudimos obtener información de las plantas de gas que hay en nuestro país y de ciertas
plantas de gas de carácter internacional.
A esto pudimos describir las etapas dentro de una planta de gas, su importancia y su
funcionamiento.
Pudimos identificar el diseño de una planta de gas junto con sus tratamientos y avances.
Estudiamos el avance de las plantas de gas en nuestro país y asi aspectos positivos que
esto trae consigo.
Identificamos las plantas de gas más grandes en el mundo entero y junto con ello sus
principales características.
Nos dimos cuenta de ciertas diferencias entre las plantas de gas del mundo y las plantas
de gas del Ecuador.
4.13. ANEXOS
Productos comerciales del gas
Diagrama del procesamiento del gas por absorción
Procesamiento de gas por refrigeración
Procesamiento criogénico del gas
Planta de gas Monteverde
Planta de gas shushufindi
Surgutskaya GRES-2, Rusia
Central Futtsu, Japón
Central Kawagoe, Japón
Central Dah-Tarn, Taiwán
Central Chita, Japón
4.14. BIBLIOGRAFÍA
https://es.wikipedia.org/wiki/Plantas_de_procesamiento_del_gas_natural
http://www.agira.com.ar/index.php/productos/procesos/planta-compresora-de-gas#page
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comportamiento-planta-gas-combustible2.shtml
http://bibdigital.epn.edu.ec/bitstream/15000/437/1/CD-0374.pdf
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http://comunidad.todocomercioexterior.com.ec/profiles/blogs/ecuador-producci-n-de-
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http://www.eluniverso.com/2011/11/25/1/1447/gas-ya-fluye-alto-molesta-pobladores.html
http://www.elmercurio.com.ec/277596-planta-de-gas-natural-en-machala-con-avance-del-85/#.VaJn6vl_Oko
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http://www.eluniverso.com/opinion/2014/05/26/nota/3015966/complejo-industrial-shushufindi
http://www.eppetroecuador.ec/idc/groups/public/documents/peh_boletines/000759~1.pdf
http://www.dspace.uce.edu.ec/bitstream/25000/1291/1/T-UCE-0017-30.pdf
http://www.elciudadano.gob.ec/monteverde-chorrillos-una-mega-obra-que-garantiza-el-abastecimiento-del-gas/
http://www.andes.info.ec/es/econom%C3%ADa/4376.html
http://www.andes.info.ec/es/noticias/ecuador-inaugura-historica-obra-almacenamiento-distribucion-gas.html
http://www.presidencia.gob.ec/la-planta-el-chorrillo-ya-produce-gas-para-el-pais/ http://www.eluniverso.com/noticias/2014/06/26/nota/3151596/hoy-se-inaugura-proyecto-gas-licuado-petroleo
