UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR

Decanato de Estudios de Postgrado

Especializacin en Ingeniera del Gas Natural

ANLISIS Y SELECCIN DE TECNOLOGA PARA LA DESACIDIFICACIN DEL GAS NATURAL PROVENIENTE DEL

DISTRITO ANACO.

Trabajo Especial de Grado presentado a la Universidad Simn Bolvar

por

Luis Alberto Alvarez

Como requisito parcial para optar al grado de

Especialista en Ingeniera del Gas Natural

Bajo la tutora del Profesor Alexis Bouza

Mayo 2008

UNIVERSIDAD SIMN BOLVAR Decanato de Estudios de Postgrado

Especializacin en Ingeniera del Gas Natural

ANLISIS DE SELECCIN DE TECNOLOGA PARA LA DESACIDIFICACIN DEL GAS NATURAL PROVENIENTE DEL

DISTRITO ANACO.

Este Trabajo Especial de Grado ha sido aprobado en nombre de la Universidad Simn

Bolvar por el siguiente jurado examinador:

Fecha:__________

AGRADECIMIENTOS

A Dios en primer lugar por siempre estar a mi lado aun en aquellos momentos cuando yo por descuido lo he dejado a un lado. Por darme fuerzas, salud y otorgarme el privilegio de tener a mi lado a esas grandes personas que han sido el pilar fundamental para convertirme en la persona que hoy soy..Por supuesto me refiero a mi familia y amigos.

A mi esposa quien me ha acompaado de forma incondicional con inmenso amor, cario y paciencia en la elaboracin de este trabajoQuien ha sabido entender mi mal humor de a ratos. Quien a pesar de lo ocupado que hemos estado en los ltimos tiempos siempre ha tenido una palabra y un gesto de apoyo y amor.Sin duda alguna ha sido la que me ha dado la fuerza para lograr completar este trabajo.Jenny eres nica.Una vez ms lo logramos .Te adoro

A mis padres porque con amor, trabajo, valor, humildad y honestidad han sido el mejor ejemplo de lo que es ser una persona ntegra Porque me han enseado con esfuerzo y dedicacin que en esta vida todo se puede lograr con, empeo y amor incluso el convertirse en los padres perfectos.Porque en todo momento me han guiado, acompaado y apoyado en cada uno de las decisiones que he tomado. Porque han estado de forma incondicional en los momentos ms difciles que he tenidoHan llorado y redo junto a mi En fin por hacer imposible que con palabras describa la excelente e inmejorable labor que han desempeado como padres, personas y profesionales..

A mis hermanos por su eterno cario y amor. por compartir da a da conmigo los distintos retos que la vida nos ofrece..

A mis sobrinas Clarisa y Arantxa quienes son las nias ms hermosas de este mundoQuienes durante sus visitas en los ltimos das con un gesto, una palabra o una accin hicieron que mantuviera mis fuerzas y mis nimosLas adoro.

A mis tos, primos porque siempre me han demostrado el verdadero significado de lo que es una familia.

Seora Libia, seora Rosario y Mara por apoyarnos, darnos nimo, mostrarnos siempre una sonrisa cuando el cuerpo no poda. Y muchas veces la comida.Muchas Gracias

A mi pas Venezuela tierra de innumerables riquezas que aun no hemos sabido aprovechar y valorar.

iii

A la Universidad Simn Bolvar por otorgarme una vez ms la oportunidad de formarme como profesional en sus instalacionesUna vez ms me siento privilegiado

Al profesor Alexis Bouza por dedicar horas importantes de su tiempo en transmitirnos sus conocimientos y apoyarme para lograr en tiempo esperado la culminacin exitosa de este trabajo.Muchas gracias

Al profesor Claudio Olivera por su tiempo y empeo para permitirme alcanzar este logro en la fecha estimada

A todos los profesores que durante esta especializacin compartieron sus grandes conocimientos con paciencia y esfuerzo con los estudiantes de esta especializacin. Gracias profesora Yamilet, Sabrina, Dosinda, Francisco

A un grupo excepcional de profesionales de quienes me siento orgullo de forma parte, mis compaeros de postgrado, quienes sin duda alguna hicieron cada uno de los viernes y sbados en los que se curs esta especializacin momentos de crecimiento no solo profesional sino como personas.Gracias muchachos.

A todos un milln de gracias y con el mayor de cario les dedico este mi logroSu logro.

RESUMEN

El gas natural que actualmente se produce en el Distrito Anaco, Estado Anzotegui-Venezuela, y que es enviado a mercado interno, posee niveles de CO2 que alcanzan un porcentaje alrededor del 9 % molar y niveles de H2S en el rango de 7,5 ppm volumen; niveles estos que se encuentran por encima de las especificaciones acordados por PDVSA Gas con sus clientes. Este incumplimiento de especificacin ha ocasionado prdidas econmicas importantes a PDVSA Gas, por resarcimiento de daos a terceros y por aumento en el mantenimiento operacional de sus instalaciones. Con el fin de cumplir con los compromisos asumidos por PDVSA Gas Distrito Anaco y alcanzar el contenido de H2S y CO2 en el de gas natural para mercado interno, de acuerdo a la especificaciones segn la revisin de la Norma COVENIN 3568-2:2000 llevada a cabo por el Ente Nacional del Gas (ENAGAS) de 6,8 ppmv de H2S y 4 % molar CO2 a partir del ao 2010, se hace imprescindible la construccin de una infraestructura en el sistema de transmisin, que opera a una presin nominal de 1200 psig, que permita la remocin de estos componentes. El caudal de gas natural a tratar ser de 1000 MMSCFD. Con la finalidad de operar con mayor flexibilidad operacional y a peticin de PDVSA Gas el gas natural, se tratar en dos trenes de tratamiento cada una operara con una capacidad de diseo de 550 MMSCFD. El siguiente estudio tuvo como finalidad evaluar con criterios tcnicos las tecnologas que son capaces de operar a las condiciones requeridas de alimentacin y salida del gas natural. El mismo arroj como resultado la seleccin de la metildietanolamina (MDEA) como la tecnologa que mejor se adapta a los criterios tcnicos establecidos.

Palabras Claves: Gas Natural, Sulfuro de Hidrgeno, Dixido de Carbono, Endulzamiento, Criterios tcnicos.

INDICE GENERAL

INTRODUCCIN ............................................................................................................ 1

1.1. Planteamiento del problema .................................................................................. 2

1.2. Antecedentes ........................................................................................................ 4

1.3. Justificacin ........................................................................................................... 6

1.4. Objetivo general .................................................................................................... 7

1.5. Objetivos especficos ............................................................................................. 7

MARCO REFERENCIAL ................................................................................................. 9

TECNOLOGAS PARA EL ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL ........................... 13

3.1. Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar .............................. 13

3.2. Determinacin de los criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas pre-seleccionadas para el endulzamiento del gas natural ......................... 16

3.3. Anlisis de las tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento ................. 18

3.3.1. Desacidificacin con Aminas (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997) 18

3.3.2. Desacidificacin con carbonato de potasio caliente (K2CO3), (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997) ......................................................................... 24

3.3.3. Desacidificacin con Membranas (Echt, 2002; Dortmundt y Kishore, 1999; GPSA, 1998). ................................................................................................................ 29

3.3.4. Desacidificacin por Absorcin Fsica (Kohl y Riesenfield, 1997; Maddox, et al 1984 ;Saied, et al 2006) ................................................................................................ 35

DESARROLLO DE LA MATRIZ DE SELECCIN DE TECNOLOGA .......................... 40

4.1. Ponderar de cada uno de los criterios tcnicos seleccionados para la evaluacin de las tecnologas para el endulzamiento del gas natural. ............................................ 40

vi

4.2. Elaboracin y aplicacin de la matriz de seleccin de tecnologa. .................... 45

4.2.1. Seleccin del tipo de amina a utilizar como solvente en el proceso de endulzamiento del gas natural del Distrito Anaco. ........................................................ 54

4.2.1.1. Monoetanolamina (MEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984) ....................................................................................... 55

4.2.1.2. Dietanolamina (DEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984) ....................................................................................... 56

4.2.1.3. Metildietanolamina (MDEA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984; Polasek y Bullin, 1994) .................................................. 58

4.2.1.4. Diglicolamina (DGA) (Kohl y Riesenfield, 1997; GPSA, 1998; Kidnay y Parrish, 2006; Maddox, 1984; Polasek y Bullin, 1994) .................................................. 59

PREDISEO DE LOS EQUIPOS DE LA TECNOLOGA DE ENDULZAMIENTO SELECCIONADA. ......................................................................................................... 65

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................................ 72

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS .............................................................................. 74

APENDICE A. Memoria de clculo para el uso de los mapas tecnologas y mapas de tecnologas utilizados en este estudio: .......................................................................... 77

Apndice A.1 Memoria de clculo para el uso de los mapas tecnolgicos: .................. 77

Apndice A.2 Mapas de tecnologa utilizados en este estudio: ..................................... 81

APENDICE B. CLCULO DE LOS FLUJOS DE AMINA Y LA TORRE ABSORBEDORA ...................................................................................................................................... 85

Apndice B.1 Premisas para el diseo de la torre absorbedora ................................... 85

Apndice B.2 Memoria de clculos de los flujos de amina a manejar en la Torre absorbedora. ................................................................................................................. 86

Apndice B.3 Clculo de la altura y Dimetro de la torre. ............................................. 99

APENDICE C. CLCULO LA TORRE REGENERADORA E INTERCAMBIADOR AMINA POBRE/AMINA RICA ..................................................................................... 103

vii

Apndice C.1 Premisas de diseo de la Torre regeneradora y el intercambiador amina pobre/amina rica. ........................................................................................................ 103

Apndice C.2 Memoria de clculo del calor necesario en el rehervidor. ..................... 105

Apndice C.3 Memoria de clculo del calor del intercambiador amina pobre/amina rica. .................................................................................................................................... 106

Apndice C.4 Memoria de clculo del calor transferido en el condensador de tope de la torre regeneradora. ..................................................................................................... 108

Apndice C.5 Memoria de clculo del dimetro y altura del regenerador. .................. 110

APENDICE D. CLCULO INTERCAMBIADOR AMINA POBRE/AGUA DE ENFRIAMIENTO ......................................................................................................... 115

APENDICE E. CLCULO SISTEMA DE BOMBEO DE MDEA ................................... 117

Apndice E.1 Premisas para el diseo de las bombas de amina pobre. .................... 117

Apndice E.2 Memoria de clculo del sistema de bombeo de MDEA ......................... 118

APENDICE F. CLCULO DEL SEPARADOR VERTICAL PARA EL GAS NATURAL DE ENTRADA Y SALIDA DE LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO CON MDEA ....... 121

APENDICE G. CLCULO DEL SEPARADOR HORIZONTAL MDEA- HIDROCARBUROS .................................................................................................... 127

APENDICE H. CLCULO DEL RECPIENTE VERTICAL PARA PROTECCIN DE LA BOMBA DE AMINA POBRE ....................................................................................... 133

INDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Diagrama de investigacin evaluativa. (Valarino, et al 2008). ........................ 4

Figura 2.1 Esquema preliminar de la infraestructura a instalar en el Distrito Anaco para la produccin, transporte y tratamiento del Gas Natural (TECNOCONSULT, 2006 a).. 12

Figura 3.1 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con aminas (GPSA, 1998) ................................................................................................... 20

Figura 3.2 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con carbonato de potasio caliente (Maddox, 1984). ............................................................ 25

Figura 3.3 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con una etapa de membrana (Echt, 2002). .......................................................................... 29

Figura 3.4 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con un arreglo de dos etapas membrana (Echt, 2002). ....................................................... 30

Figura 3.5 Diagrama de proceso procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con solventes fsicos (GPSA, 1998). ...................................................................... 36

Figura 5.1 Esquema general de la planta de endulzamiento de gas natural con MDEA al 50% (GPSA, 2004). ................................................................................................... 66

Figura A.1 Mapa Tecnolgico nmero 1. (Maddox, 1984) ............................................ 81

Figura A.2 Mapa Tecnolgico nmero 2 (Kidnay y Parrish, 2006) ............................... 82

Figura A.3 Mapa Tecnolgico nmero 3 Facilitado por la empresa Dow. ..................... 83

Figura A.4 Mapa Tecnolgico nmero 4 Facilitado por la empresa UOP LCC. ............ 84

Figura B.1 Efecto de la temperatura en la solubilidad del CO2 en la solucin de MDEA al 50% (Kohl y Riesenfield, 1997) ................................................................................ 91

Figura N B.2 Efecto de la temperatura en la solubilidad del H2S en la solucin de MDEA al 50% (Kohl y Riesenfield, 1997) ..................................................................... 92

Figura B.3 Capacidad calrica de la MDEA (Kohl y Riesenfield, 1997) ....................... 94

ix

Figura B.4 Capacidad calrica de la solucin de amina rica que sale de la torre (Kohl y Riesenfield, 1997) ........................................................................................................ 99

Figura B.5 Grfica para determinar la densidad de la solucin de MDEA (Kidnay, 2006). .................................................................................................................................... 101

Figura C.1 Diagrama de la torre de regeneracin (Kohl y Riesenfield, 1997). ........... 104

Figura C.2 Presin de vapor de la solucin de MDEA (Kohl y Riesenfield, 1997). ... 107

Figura F.1. Distintos niveles de lquido en un recipiente (TECNOCONSULT, 2006 a) 124

INDICE DE TABLAS

Tabla 3.1 Composicin del gas natural del Distrito Anaco a la entrada de plantas de endulzamiento (TECNOCONSULT, 2006 b). ................................................................ 15

Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas. .......................... 21

Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente. ......................................................................................................................... 26

Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas. .................. 31

Tabla 3.5 Caractersticas del proceso de endulzamiento con solventes fsicos. ........... 37

Tabla 4.1 Matriz de ponderacin de criterios ............................................................... 41

Tabla 4.2 Escala numrica para ponderar los criterios a evaluar. ................................ 42

Tabla 4.3 Ejemplo de matriz de ponderacin de criterios ............................................. 42

Tabla 4.4 Ejemplo de matriz de ponderacin de criterios. ............................................. 43

Tabla 4.5 Matriz de ponderacin de criterios obtenida ................................................. 44

Tabla 4.6 Tabla de ponderacin de criterios ................................................................. 44

Tabla 4.7 Calificaciones para comparar especificacin de CO2 a la salida del proceso ...................................................................................................................................... 45

Tabla 4.8 Calificaciones para comparar especificacin de H2S a la salida del proceso ...................................................................................................................................... 45

Tabla 4.9 Calificaciones para comparar la complejidad operacional de las plantas ..... 46

Tabla 4.10 Calificaciones para comparar el Operaciones de Mantenimiento de las plantas ........................................................................................................................... 46

Tabla 4.11 Calificaciones para comparar la flexibilidad operacional de las plantas ..... 47

Tabla 4.12 Calificaciones para comparar el impacto ambiental de las plantas ............ 47

xi

Tabla 4.13 Calificaciones para comparar el Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes ................................................................................ 48

Tabla 4.14 Calificaciones para comparar las prdidas de hidrocarburos en las plantas ...................................................................................................................................... 49

Tabla 4.15 Calificaciones para comparar la experiencia comercial que tiene cada una de estas tecnologas en el mundo. ................................................................................ 49

Tabla 4.16 Calificaciones para comparar los requerimientos de unidades de entradas al proceso. ..................................................................................................................... 50

Tabla 4.17 Calificaciones para comparar los requerimientos de energa. .................... 50

Tabla 4.18 Calificaciones para comparar las plantas con caudales similares. ............. 50

Tabla 4.19 Ejemplo de Matriz de evaluacin tecnolgica a utilizar en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. .. 51

Tabla 4.20 Matriz de evaluacin tecnolgica obtenida en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. ....................... 52

Tabla 4.21 Calores de reaccin de gases cidos en soluciones de aminas (Kidnay y Parrish, 2006) ............................................................................................................... 60

Tabla 4.22 Caractersticas de las aminas usadas para el endulzamiento del gas natural (Kohl y Riesenfield, 1997) ............................................................................................ 60

Tabla 4.23 Comparacin de las diferentes aminas estudiadas (GPSA, 2004) .. 61

Tabla 4.24 Calificaciones para comparar la degradacin de las aminas....................... 61

Tabla 4.25 Calificaciones para comparar la corrosin ocasionada por las aminas a la planta ............................................................................................................................ 62

Tabla 4.26 Calificaciones para comparar la capacidad de absorcin de las aminas ... 62

Tabla 4.27 Calificaciones para comparar el contenido de gas residual en la amina regenerada .................................................................................................................... 63

Tabla 4.28 Calificaciones para comparar los costos de la amina .................................. 63

Tabla 4.29 Matriz de ponderacin de criterios obtenida ............................................... 63

xii

Tabla 4.30 Ponderacin de criterios obtenida .............................................................. 64

Tabla 4.31 Matriz de evaluacin de aminas obtenida en el estudio de seleccin de tecnologas para la desacidificacin del gas natural del Distrito Anaco. ....................... 64

Tabla 5.1 Resultados de la torre absorbedora. ............................................................ 67

Tabla 5.2 Resultados de la torre regeneradora. ........................................................... 67

Tabla5.3 Resultados de Intercambiador amina pobre/ amina rica. .............................. 68

Tabla 5.4 Resultados de Intercambiador amina pobre/ agua de enfriamiento. ............ 69

Tabla 5.5 Resultados del sistema de bombeo de amina pobre nmero 1. .................... 69

Tabla 5.6 Resultados del sistema de bombeo de amina pobre nmero 2. ................... 69

Tabla 5.7 Resultados obtenidos del prediseo del separador de entrada y a la salida de la planta de endulzamiento. ..................................................................................... 70

Tabla 5.8 Resultados obtenidos del prediseo del separador horizontal MDEA / hidrocarburo. ................................................................................................................. 70

Tabla 5.9 Resultados obtenidos del prediseo del separador vertical ubicado entre sistema de bombeo de amina pobre nmero 1 y sistema de bombeo nmero 2. ......... 71

Tabla C.1 Valores tpicos de Kv para torres con distinto espaciado entre los platos y para distintos valores del parmetro de flujo (Fv) ....................................................... 112

Tabla G.1 Valores del factor A1* para dimensionamiento de separadores horizontales (PDVSA, 2005). ........................................................................................................... 132

CAPITULO I

INTRODUCCIN

El Gas Natural que se encuentra en los yacimientos, posee una gran variedad

de componentes, algunos de los cuales son contaminantes no deseados y son

capaces de disminuir el poder calorfico del gas, complicar su transporte por

condensacin o taponamientos de tuberas y vlvulas (hidratos). Adicionalmente

estos compuestos pueden ser altamente corrosivos, nocivos para la salud y/o el

ambiente. Debido a estas razones se hace imprescindible la aplicacin de

diferentes procesos tcnicos que permitan remover dichos contaminantes del gas

natural.

El sulfuro de hidrgeno (H2S) y el dixido de carbono (CO2) son dos de los

contaminantes cidos que con mayor frecuencia se encuentra asociados al gas

natural. Su presencia adems de ser altamente nocivo para la salud y el ambiente,

causa grandes complicaciones en los procesos que se encuentran ubicados aguas

abajo a la etapa de produccin de gas natural.

De acuerdo a PDVSA Gas, en la actualidad, se estn presentando problemas

con los niveles de CO2 y H2S en el gas natural que PDVSA Gas, Distrito Anaco, est

entregando a sus clientes del mercado interno, a travs del sistema de transmisin

de 1200 psig. Los problemas se fundamentan principalmente en las altas

concentraciones de estos componentes, CO2 y H2S, en el gas natural que se

entrega a los clientes en el rea oriental y occidental del pas. (TECNOCONSULT,

2006 a).

Este no cumplimiento de las especificaciones del gas natural de entrega a los

clientes, ha ocasionado prdidas econmicas importantes a PDVSA Gas, Distrito

2

Anaco, por concepto de resarcimiento de daos causados a las instalaciones y

procesos de sus clientes, as como por requerimientos de un mayor mantenimiento

de las instalaciones propias de PDVSA Gas.

Todo esto, aunado al alto riesgo que conlleva el manejo de altas

concentraciones de H2S en las tuberas; y es que, el valor lmite permisible de

exposicin para este compuesto por largo perodos para seres humanos es 10 ppmv

segn la Agencia de Seguridad Ocupacional de los Estados Unidos de Norte

Amrica. En el rango de 70 a 150 ppmv luego de algunas horas de exposicin el ser

humano comienza a ser afectado, de 170 a 300 ppmv son los valores mximos que

puede ser inhalados por un ser humano hasta por una hora sin consecuencias

serias, entre 400 y 500 ppm se originan daos cuando la exposicin es por un tiempo

de media hora a una hora; y finalmente para niveles mayores a 500 ppmv, la

exposicin es fatal cuando se somete a un ser humano por un tiempo de media hora

o menos (Campbell, 1982).

1.1. Planteamiento del problema

La capacidad actual del Sistema de Transmisin de gas de 1200 psig

(nominal) en el Distrito Anaco, se ha visto comprometida frente a la necesidad de

expansin de la produccin de gas en el rea de Anaco, producto de la demanda

nacional, as como del arrastre de lquidos hidrocarburos a volmenes que superan

la capacidad de diseo de algunos de sus componentes bsicos, como lo son:

gasoductos, separadores, plantas de proceso, entre otros.

El Sistema de Transmisin de Gas de 1200 psig de Anaco, no posee

actualmente una infraestructura que permita la remocin del gas natural de los

contaminantes cidos como H2S y CO2, para los volmenes de gas que a corto y

mediano plazo PDVSA Gas emperezar a producir, lo cual ha ocasionado que

PDVSA Gas, Distrito Anaco, no pueda cumplir con las especificaciones de calidad

exigidas por sus clientes del mercado interno, en cuanto a los contenidos de H2S y

CO2. Por lo cual, se hace imprescindible la entrada en operacin de un sistema que

permita remover la cantidad excedente de estos componentes cidos a travs de un

proceso de Endulzamiento, hasta llegar a los niveles de 4% molar de CO2 y de 6,8

3

ppm volumen de H2S de la corriente de gas natural de acuerdo a la revisin de la

Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural. Caractersticas Mnimas de Calidad.

Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas de Transporte Troncales De Libre

Acceso) llevada a cabo por el Ente Nacional del Gas (ENAGAS).

Con el fin de seleccionar el proceso de endulzamiento que permita alcanzar

los niveles de CO2 y H2S requeridos de la manera ms eficiente. Para esto se

realizar un estudio tcnico que permita determinar cual tecnologa es capaz de

manejar los flujos de gas natural que se producen en el Distrito Anaco y alcanzar las

especificaciones de CO2 y H2S requeridas.

Este trabajo se ubica segn la clasificacin de la UNESCO (UNESCO, 1988),

dentro del campo de ciencias tecnolgicas, en la disciplina tecnologa energtica,

sub-disciplina de gas natural, ver Figura 1.1. El tipo de investigacin es evaluativa

(Valarino, 2007) sus componentes son:

Fines: Remocin de los contaminantes H2S y CO2 del gas natural producido en el Distrito Anaco que se distribuye a Mercado Interno.

Medios: Las tecnologas de Endulzamiento de este estudio, de manera preliminar, se mencionan a continuacin:

1. Absorcin qumica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la

reaccin qumica entre estos componentes y un solvente lquido.

2. Absorcin fsica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por

absorcin, sin reaccin qumica, de estos componentes y un solvente lquido.

3. Membranas: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la

permeabilidad selectiva de estos componentes a travs de una pelcula,

membrana.

4. Adsorcin fsica: Basada en la remocin de H2S y CO2 del gas natural por la

adsorcin de estos componentes en un slido.

4

Figura 1.1 Diagrama de investigacin evaluativa. (Valarino, et al 2008).

1.2. Antecedentes

De acuerdo a informacin dada por PDVSA Gas a TECNOCONSULT en

distintas reuniones de trabajo, se estableci que, la causa por la cual no se estn

cumpliendo las especificaciones de CO2 y H2S en el gas natural que se entrega al

Mercado Interno, se debe a la entrada en produccin de nuevos pozos petroleros en

los campos Aguasay, Soto Mapiri, Santa Ana- el Toco, Zapato Mata R, Santa Rosa y

San Joaqun; as como de otros ya operativos en estos campos, que poseen niveles

superiores a los indicados por la norma COVENIN 3568 de estos

componentes(TECNOCONSULT, 2006 a).

Las especificaciones requeridas de CO2 y H2S para el Mercado Interno,

sern de acuerdo a la revisin de la Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural.

Caractersticas Mnimas de Calidad. Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas de

5

Transporte Troncales De Libre Acceso) llevada a cabo por ENAGAS, la cual

establece que los valores mximos para el ao 2010 de CO2 y de H2S deben ser 4%

molar y 6,8 ppm volumen de la corriente de gas natural.

El Gas que actualmente se produce en el Distrito Anaco de Venezuela, posee

niveles de CO2 que alcanzan un porcentaje entre 5% y 10% molar y niveles de H2S

que van en el rango de 5 a 100 ppm volumen; de acuerdo a anlisis cromatogrficos

presentados por PDVSA Gas a TECNOCONSULT en reuniones de trabajo

(TECNOCONSULT, 2006 b).

En la actualidad PDVSA Gas cuenta en Venezuela con distintas instalaciones

para la remocin de CO2 y H2S del gas natural que es producido en el pas. Las

tecnologas de endulzamiento de gas natural utilizadas por PDVSA en sus

instalaciones varan, generalmente utilizan para la absorcin de H2S y CO2 plantas

de aminas. En otros casos la remocin de estos componentes es hecha adsorcin

con slidos especiales y as como con el uso de membranas.

Sin embargo, de acuerdo a lo indicado por PDVSA Gas a TECNOCONSULT

en reuniones de trabajo, las mismas no tienen la capacidad para endulzar los

volmenes de gas producido en el Distrito Anaco.

En los ltimos aos PDVSA Gas, ha contratado a distintas empresas

consultoras de ingeniera como DITECH, INELECTRA y TECNOCONSULT, con el

fin de desarrollar estudios tcnicos para la seleccin de tecnologas de

endulzamiento de gas natural, y determinar de esta forma cul es el proceso que

mejor se adapta a sus necesidades. Las empresas consultoras de ingeniera se han

avocado a evaluar las distintas tecnologas comercializadas por empresas

internacionales como FLUOR, SHELL, NATCO, UOP, ente otras, que cuentan con

patentes de procesos para el endulzamiento de gas natural.

En los aos 2002 y 2003, una empresa consultora en Venezuela, cuyo

nombre se considera de carcter confidencial, desarroll una ingeniera para PDVSA

Gas, nombre del proyecto es de carcter confidencial, en la cual se realiz un estudio

6

tcnico para la seleccin de tecnologas de endulzamiento del gas natural para la

regin de Anaco, proyecto este que no fue completado.

En el ao 2006, otra empresa consultora de ingeniera, cuyo nombre se

considera de carcter confidencial, llev a cabo otro estudio tcnico para la seleccin

de tecnologas de endulzamiento del gas natural para uno de los campos de

produccin de gas natural ubicados en el distrito Anaco. El nombre del proyecto as

mismo, es de carcter confidencial.

Desde el ao 2006, TECNOCONSULT se encuentra desarrollando proyectos

para PDVSA Gas dentro de los cuales se tiene contemplado el desarrollo de un

estudio tcnico para la seleccin de tecnologas de endulzamiento del gas natural

del Distrito Anaco, por requerimiento de la Gerencia de Procesos debe mantenerse el

nombre del proyecto de carcter confidencial.

Para realizar el estudio de seleccin de tecnologa de endulzamiento, se

tomar como base la composicin tpica del gas natural del Distrito Anaco, obtenida

a partir de un estudio desarrollado por TECNOCONSULT. ste servir como base

para la escogencia de la tecnologa, as como el prediseo de los equipos principales

en la planta de proceso de Endulzamiento resultante.

1.3. Justificacin

Este trabajo especial de grado, permitir determinar cul es la tecnologa, de

todas las existentes en el mercado, que se adapta de la manera ms eficiente, en

funcin de criterios tcnicos, a las necesidades de PDVSA Gas, para obtener as un

gas natural que cumpla con las especificaciones de contenido de sulfuro de

hidrgeno (H2S) y el dixido de carbono (CO2) para venta en el mercado interno

venezolano.

Escoger la tecnologa adecuada permitir que PDVSA Gas se asegure en no

incurrir en nuevos gastos por concepto de resarcimiento de daos causados a las

instalaciones y procesos de sus clientes, as como la disminucin de los

desembolsos que PDVSA Gas debe hacer por concepto de mantenimiento de las

7

instalaciones propias, a consecuencia de corrosin en equipos y tuberas, por la

presencia del CO2 y H2S en el gas natural (TECNOCONSULT, 2006 a).

As mismo, el determinar la tecnologa que mejor se adapte a los

requerimientos de PDVSA Gas, evitar que una vez instalada la planta de

Endulzamiento, se tengan que realizar gastos adicionales por concepto de

modificaciones a la planta para alcanzar las especificaciones de H2S y CO2 requeridas por la norma COVENIN para el gas natural que va a mercado interno.

Los gastos adicionales pueden generarse por la necesidad de la

incorporacin de nuevos equipos de procesos no previsto durante las fases de

ingeniera, por desconocimiento de lmites y condiciones de operacin de la

tecnologa de endulzamiento seleccionada, o por la necesidad de reposicin de

equipos o materiales del proceso averiados por algn constituyente del gas a

endulzar; y cuyo efecto contraproducente no se conoca, por falta de familiarizacin

con el proceso de endulzamiento escogido, al momento de seleccionar la tecnologa.

1.4. Objetivo general

Analizar y evaluar mediante criterios tcnicos, diferentes alternativas de

tecnologas que permitan remover el sulfuro de hidrgeno (H2S) y el dixido de

carbono (CO2) del gas natural proveniente del Distrito Anaco, a fin de alcanzar los

niveles de concentraciones requeridos, para que el gas natural pueda ser enviado

en especificacin al Mercado Interno.

1.5. Objetivos especficos

Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar que permitan operar a las condiciones del gas natural de entrada y alcanzar las especificaciones de

salida requeridas por PDVSA Gas, Distrito Anaco, con la ayuda de mapas de

tecnologas.

Determinar criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas para el endulzamiento del gas natural.

8

Analizar tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento del gas natural proveniente del Distrito Anaco.

Asignar una ponderacin a cada uno de los criterios tcnicos seleccionados para evaluacin de las tecnologas para el endulzamiento del gas natural.

Elaborar y aplicar una matriz de seleccin de tecnologa de endulzamiento basada en los criterios tcnicos seleccionados.

Prediseo de los equipos principales de la tecnologa seleccionada, basado en heursticas de diseo.

CAPITULO II

MARCO REFERENCIAL

En el siguiente captulo se dan a conocer las bases referenciales bajo las

cuales se desarroll el siguiente estudio para la seleccin de tecnologa de

endulzamiento del gas natural del sistema de transmisin de 1200 psig del Distrito

Anaco.

La infraestructura de produccin de gas natural asociada al Distrito de Gas

Anaco, Estado Anzotegui, se divide en dos reas operacionales representativas:

rea Mayor de Oficina (AMO): rea operacional conformada por los Campos Zapato, Mata R, Aguasay,

Soto, Mapiri y La Ceibita. Estos se encuentran ubicados en el Estado Anzotegui.

rea Mayor de Anaco (AMA): rea operacional conformada por los Campos Santa Ana, El Toco, Santa

Rosa, San Joaqun, Guario y el Roble. Estos campos se encuentran ubicados en el

Estado Anzotegui.

De acuerdo al Portafolio de Oportunidades de PDVSA Gas (PDO) para los

aos 2005 al 2024, se estima que la produccin de gas de los Campos ubicados en

el rea Mayor de Oficina (AMO) y rea Mayor de Anaco (AMA), supere los 2000

MMSCFD. Por tal motivo, PDVSA Gas, determin la necesidad de optimizar, adecuar

y desarrollar la infraestructura necesaria para manejar estos volmenes de gas y los

lquidos asociados, por tanto, se estn realizando una serie de proyectos

10

en los que se busca que cada campo cuente con Estaciones de Recoleccin,

conformado por un arreglo de Vlvulas Multipuerto que centralicen la recoleccin de

la mezcla multifsica (agua, crudo y gas) de un nmero definido de pozos, que se

conectan a una red de lneas de recoleccin para el manejo y transporte de toda la

produccin multifsica del campo, hasta llegar al respectivo Centro Operativo, donde

se realizar la separacin de estas tres fases. Se espera tener 7 centros operativos

en el Distrito Anaco.

Una vez separado el gas en el Centro Operativo, se comprimir en la estacin

de compresin de dicho Centro hasta una presin de 1200 psig (nominal) y se

incorporar al Sistema de Transmisin de Gas que este Centro tiene asociado.

Posteriormente las corrientes de gas provenientes de todos los Centros

Operativos llegarn a un mltiple de segregacin, en el cual se contarn con

sistemas especializados para identificar aquellas corrientes que requieran

tratamiento, a fin de que sean incorporadas a la seccin de tratamiento respectivo,

endulzamiento y/o deshidratacin y que permitan distribuir las corrientes que no

requieran tratamiento a Plantas de Extraccin y Mercado Interno, de acuerdo a los

requerimientos de flujo y caracterstica de gas, ver Figura 2.1.

La descarga de gas tratado ser incorporada al mltiple de segregacin a fin

de generar las mezclas de gas respectivas para el suministro a Plantas de Extraccin

o Mercado Interno. La capacidad de la planta de tratamiento para el endulzamiento y

deshidratacin fue definida a partir de un estudio de segregacin realizado por

TECNOCONSULT (TECNOCONSULT, 2006 b).

Las distintas tecnologas de proceso de endulzamiento sern evaluadas y

sometidas de acuerdo a su rango de operacin y otras condiciones de inters, a un

estudio de seleccin tecnolgica enmarcada en la necesidad de proveer

tcnicamente al cliente, del proceso que genere mayor beneficio tcnico con el

menor impacto ambiental posible.

Por solicitud expresa de PDVSA Gas, no se tomarn para el estudio de

endulzamiento tecnologas hibridas, es decir, tecnologas que surgen de

11

la combinacin de dos o ms tecnologas como por ejemplo el caso de una

planta que opere con membranas y aminas, esto basado en el argumento

que estos procesos no se encuentran suficientemente probados en la

industria del procesamiento del gas natural, adems de que son percibidos

como procesos altamente complejos para operar y mantener por PDVSA

Gas.

Igualmente a solicitud de PDVSA Gas y basados en el alto volumen

de gas natural a tratar, 1000 MMSCFD, se proceder hacer el endulzamiento

en dos trenes, plantas, de tratamiento cada uno con una capacidad de 550

MMSCFD de gas natural a procesar. Esto trae como beneficio mayor

flexibilidad operacional.

As mismo se debe aclarar que la especificacin que debe alcanzar la

planta de endulzamiento y de deshidratacin deben ser de acuerdo a la

revisin Norma COVENIN 3568-2:2000 (Gas Natural. Caractersticas

Mnimas de Calidad. Parte 2. Gas de Uso General Para Sistemas De

Transporte Troncales De Libre Acceso) llevada a cabo por el Ente Nacional

del Gas (ENAGAS), que establecern que los valores mximos para el ao

2010 de CO2 y de H2S deben ser 4% molar y 6,8 ppm volumen de la

corriente de gas natural, as mismo, el contenido de agua (H2O), no debe ser

mayor a 6,1 lb H2O/MMSCF de gas natural, para la distribucin a mercado

interno. Las plantas de extraccin sern suplidas con un gas natural cuyo

contenido H2S, CO2 y agua, se encuentra a la especificacin de mercado

interno, ya que las mismas cuentan con sistemas propios que removern los

contenidos de estos tres componentes hasta los valores para los cuales

estas plantas fueron diseadas.

12

Figura 2.1 Esquema preliminar de la infraestructura a instalar en el Distrito Anaco para la produccin, transporte y tratamiento del Gas

Natural (TECNOCONSULT, 2006 a).

CAPITULO III

TECNOLOGAS PARA EL ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Existen una gran cantidad de tecnologas que permiten remover CO2 y/o H2S

del gas natural agrio. El mecanismo a travs del cual ellas logran la remocin vara

segn la tecnologa a utilizar, las ms comnmente utilizadas se basan en

absorcin qumica, que se fundamenta en la ocurrencia de una reaccin qumica

entre un solvente lquido y el o los componentes que se desean remover del gas,

absorcin fsica, un solvente lquido absorbe los componentes del gas a remover,

permeabilidad selectiva de componentes a travs de una pelcula, membrana, y la

adsorcin fsica o qumica, en la cual un slido adsorbe los componentes a remover

del gas.

3.1. Preseleccionar las tecnologas de endulzamiento a estudiar

Debido a la amplitud de tecnologas existentes para el endulzamiento del gas

natural agrio y las ventajas que cada uno de ellos tiene sobre las otras, se ha

convertido en todo un reto la escogencia de la tecnologa que mejor se ajuste a lo

requerido; y es que deben ser tomados en cuenta un gran nmero de parmetros

tcnicos.

Valindose de la complejidad en la que se ha convertido el proceso de

seleccin de tecnologas de endulzamiento se ha realizado importantes esfuerzos,

tanto por investigadores como por empresas, en desarrollar mapas de tecnologas,

como el desarrollado por Tennyson y Schaaf (Kidnay y Parrish, 2006), que permiten

al menos limitar el rango de tecnologas que aplican para un caso en particular de

estudio. Estos mapas son instrumentos usados en el rea tcnica tanto a

14

nivel nacional como internacional, que permiten indicar cul o cules son las

tecnologas que aplican para el caso particular del gas a endulzar. Los mismos han

sido desarrollados en funcin de experiencias y resultados prcticos, obtenidos con

cada tecnologa a lo largo del tiempo que ha sido utilizada. Para hacer uso de estos

mapas de tecnologas es necesario conocer ciertas condiciones del gas agrio que se

desea endulzar, as como conocer ciertas condiciones del gas producto o endulzado.

Las caractersticas del gas natural que actualmente se produce en el Distrito

Anaco en Venezuela y que se utiliz como base para el desarrollo de este estudio,

se tomo de acuerdo a anlisis cromatogrficos presentados por PDVSA gas a

TECNOCONSULT en reuniones de trabajo (TECNOCONSULT, 2006 b) y es el

reportado en la tabla 3.1.

Para la preseleccin de las tecnologas de endulzamiento capaces de trabajar

bajo los requerimientos de PDVSA Gas, Distrito Anaco, se utilizaron cuatro mapas de

tecnologas, dos de ellos encontrados en la literatura y los otros dos facilitados por

dos de los licenciantes con los que se tuvo contacto. Se limit el rango de

tecnologas a analizar en este estudio a todas las tecnologas que aparecieran como

resultado de la lectura de al menos uno de los mapas de tecnologas, esto con el fin

de que el estudio fuera lo ms amplio posible.

Se utilizaron cuatro mapas de tecnologas:

Mapa 1: Tomado del libro tcnico especializado Gas Conditioning and Processing Volumen 4: Gas Treating and Liquid Sweetening Edicin 3;

Editorial Campbell Petroleum Series, autores R. Maddox y J. Morgan. Ver

Apndice A.

Mapa 2: Tomado del libro tcnico especializado Fundamentals of Natural Gas Processing Autores Kidnay, A y Parrish, W. Ver Apndice A.

Mapa 3: Facilitado por el representante de la empresa DOW en Venezuela. Ver Apndice A.

15

Mapa 4: Facilitado por el representante de la empresa UOP en Venezuela. Ver Apndice A.

Tabla 3.1 Composicin del gas natural del Distrito Anaco a la entrada de plantas de endulzamiento (TECNOCONSULT, 2006 b).

Propiedad Unidades GASFase Vapor

Temperatura F 109Presin psig 1000

Flujo lb-mol/h 109798Peso Molecular lb/lb-mol 22,55

Densidad lb/ft3 4,49Viscocidad Cp 0,01164

Z 0,83552Gravedad Especifica 0,767

MMSCFD 1000Composicin

H2O 0,00118 N2 0,00282

CO2 0,08442 H2S 7,5 ppmv

METANO 0,74875 ETANO 0,08318

PROPANO 0,04686 iso-BUTANO 0,01024 n-BUTANO 0,01115

iso-PENTANO 0,00378 n-PENTANO 0,00265

HEXANO 0,00213 MCP 0,00043

BENZENO 0,00020 CICLO HEXANO 0,00036

HEPTANO 0,00085 METIL-CICLO HEXANO 0,00024

TOLUENO 0,00018 OCTANO 0,00040

ETIL-BENZENO 0,00002 m-XYLENO 0,00002

Basado en los resultados obtenidos de los mapas de tecnologas los

procesos de endulzamiento a analizar en este estudio fueron las siguientes:

Desacidificacin con Aminas.

Desacidificacin con Potasio.

16

Desacidificacin con Membranas.

Desacidificacin por Absorcin Fsica.

3.2. Determinacin de los criterios tcnicos que permitan evaluar las distintas tecnologas pre-seleccionadas para el endulzamiento del gas natural

Con el fin de evaluar las tecnologas preseleccionadas, utilizando los mapas

tecnolgicos, se establecieron una serie de criterios tcnicos, los cuales se utilizaron

para aplicar una matriz de evaluacin, que permiti valorar y seleccionar la

tecnologa que mejor se adapte a los requerimientos de PDVSA Gas. Los criterios

tcnicos utilizados para la evaluacin de la matriz de seleccin de tecnologas fueron

tomados a partir de reuniones tcnicas con PDVSA Gas, en donde se indicaron

variables tcnicas que ellos consideraron de relevante importancia y que fueron

tomadas en cuenta para seleccionar una tecnologa de endulzamiento. As mismo,

en base a la revisin de la base de datos de TECNOCONSULT, donde se

encontraron distintos estudios tcnicos para la seleccin de tecnologas realizados

por TECNOCONSULT para PDVSA que sirvieron de referencia en este estudio

(TECNOCONSULT, 2002). En dichos estudios se mencionan algunos de los criterios

tcnicos escogidos. As mismo se cont con el aporte de personal especializado de

TECNOCONSULT.

A continuacin se definen el conjunto de criterios tcnicos que se utilizaron

para la aplicacin de la matriz de evaluacin tcnica.

1. Especificacin CO2 a la salida del proceso: Se refiere a los niveles de concentraciones de CO2 en el gas que pueden alcanzarse a la salida del

proceso de endulzamiento.

2. Especificacin de H2S a la salida del proceso: Se refiere a los niveles de concentraciones de H2S en el gas que pueden alcanzarse a la

salida del proceso de endulzamiento.

17

3. Complejidad Operacional: Se refiere a la dificultad que puede presentar la operacin de la tecnologa a evaluar desde el punto de vista del

control de variables, as como la cantidad de equipos y personal requerido.

4. Operaciones de Mantenimiento: Se evaluar los posibles daos a equipos, accesorios y tuberas a consecuencia de la operacin continua de la

planta.

5. Flexibilidad Operacional: Se refiere a la capacidad que debe tener la tecnologa en estudio de operar bajo distintas condiciones de flujo y

composicin de la alimentacin, as como de temperaturas y presin,

manteniendo siempre las especificaciones requeridas de H2S y CO2 en el gas

a la salida de la planta.

6. Impacto ambiental: Se deber escoger una alternativa que permita minimizar el impacto que pueda tener el proceso sobre el medio ambiente al

poder darle un manejo y disposicin eficiente a las emanaciones y

subproductos que se puedan generar. Tomando en cuenta como un factor a

evaluar el espacio necesario para la instalacin de la planta.

7. Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes: Se evaluar el comportamiento del sistema al recibir como alimentacin un gas con alto contenido de mercaptanos, sulfuro de carbonilo

(COS), disulfuro de carbono (CS2), asfltenos, altas cantidades de

condensados, etc; con el fin de conocer si es capaz de operar en dichas

condiciones y valorar las consecuencias que esto pueda traer a equipos,

solventes, dispositivos e impacto ambiental.

8. Prdida de hidrocarburos en el proceso: La prdida de hidrocarburos en estos procesos es un factor no deseado ya que se busca el mayor

aprovechamiento energtico de cada uno de los componentes del gas para

obtener el mayor beneficio econmico posible.

18

9. Experiencia del proceso: Toma en cuenta la existencia de plantas instaladas de cada una de las tecnologas a evaluar tanto fuera como dentro

de Venezuela para el endulzamiento del gas natural lo cual sirve como

respaldo de la aplicabilidad y el adecuado funcionamiento de la misma.

Tambin se toma en cuenta la presencia del personal de apoyo tcnico.

10. Requerimientos de unidades a la entrada: Algunas tecnologas requieren el acondicionamiento del gas a la entrada del proceso de

endulzamiento para alcanzar los mejores resultados o para evitar daos en

equipos y/o solventes.

11. Requerimientos de energa: La cantidad de energa que una planta requiera puede representar un impacto importante a los costos de operacin

por lo que debe ser un criterio a considerar al momento de evaluar una

tecnologa.

12. Plantas que operen con caudales similares: Este criterio toma en cuenta si la tecnologa ha operado para flujos similares al requerido.

3.3. Anlisis de las tecnologas preseleccionadas para el endulzamiento

Se realiz una revisin bibliogrfica en la cual se obtuvo informacin detallada

sobre el funcionamiento, las fortalezas y debilidades de cada uno de los procesos

preseleccionados para el endulzamiento del gas natural del Distrito Anaco. A

continuacin se presenta un resumen de la informacin investigada.

3.3.1. Desacidificacin con Aminas (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997)

Este proceso se basa en la reaccin qumica que ocurre entre los

componentes cidos del gas natural H2S y CO2 y la amina en solucin. Cuando el

gas natural agrio es alimentado a la torre absorbedora y entra en contacto con el

solvente, se forma una sal la cual es arrastrada por el solvente. A medida que el gas

natural agrio va atravesando la torre de absorcin este va perdiendo los

19

componentes cidos, H2S y CO2, mientras que el solvente va quedando enriquecido

en dichos componentes.

Este es un proceso donde el solvente es regenerado, por lo cual una vez que

este abandona la torre de absorcin y se encuentra rico en contenido de H2S y CO2

debe ser pasado por un proceso mediante el cual le son retirados los componentes

cidos para luego ser re-circulado a la torre absorbedora y dar comienzo a un nuevo

ciclo. Este proceso funciona como un ciclo cerrado.

Segn los requerimientos de contenido de CO2 y H2S que se desee en el gas,

se puede trabajar con diferentes tipos de aminas. La amina que se utiliza en este

proceso se encuentra diluida en una solucin acuosa, es por esto que el gas

endulzado se obtiene saturado en agua.

El endulzamiento con amina es una de las tecnologas ms utilizadas en el

proceso de tratamiento de gas y tiene la capacidad de obtener un gas natural

producto con niveles bastante bajos de H2S (< 4 ppm).

A pesar de que en este proceso el solvente es regenerado, se producen

prdidas del mismo tanto en la etapa de regeneracin como en la etapa de

absorcin, por lo que cantidades de solventes deben ser inyectadas para reponer

estas prdidas. Segn informacin aportada en reuniones de trabajo por licenciantes

de procesos de aminas la cantidad de amina que debe ser inyectada para reposicin

de prdidas debe ser en el orden de 1 a 0,5 lb de amina /MMSCF de gas natural a

endulzar para procesos bien manejados.

Descripcin del Proceso de desacidificacin con Aminas:

El gas natural agrio pasa a travs de un separador en el cual son removidos los

lquidos y slidos que vienen en la corriente, luego el gas cido es enviado a una

torre absorbedora en donde entra en contacto con la amina pobre, que es alimentada

en contracorriente a la torre, es aqu cuando los componentes cidos del gas

reaccionan con la amina pobre y forman una sal, quedando de esta forma una

20

corriente de amina rica en componentes cidos, H2S y CO2 , y un gas dulce (ver

figura 3.1).

Figura 3.1 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con aminas (GPSA, 1998)

El Gas dulce, saturado en contenido de agua, abandona la torre por la parte

superior y es enviada a un separador en el cual le es retirado restos de amina que

puede estar arrastrando. Mientras que la amina rica en componentes cidos sale por

la parte inferior de la torre y es enviada a un separador donde se le retiran aquellos

hidrocarburos que absorbi del gas. Luego esta corriente de amina rica pasa a travs

de un intercambiador de calor donde es calentada con la corriente de amina pobre.

Una vez calentada la amina rica es alimentada a la parte superior de una torre

despojadora en la cual le es retirada el H2S y el CO2 que contiene.

Una vez alcanza el fondo de la torre la amina ya se encuentra pobre en

contenido de H2S y el CO2 y es enviada con la ayuda de una bomba, si es necesario,

a un primer intercambiador (amina rica/amina pobre) para ser enfriada.

Posteriormente pasa por un segn intercambiador donde se disminuye aun ms la

temperatura de la amina pobre, generalmente hasta alcanzar una temperatura de 10

21

C mayor a la que posee el gas cido de alimentacin. Por ltimo entra nuevamente

a la torre absorbedora donde reinicia su camino.

El gas cido que se obtiene en el tope de la torre despojadora pasa a travs

de un condensador y es enviada a un separador para retirarle el agua condensada la

cual generalmente es enviada como reflujo a la torre despojadora. Mientras que el

gas cido, abandona por el tope del separador y es enviado a un venteo, o

incinerador, o a un proceso de recobro de sulfuro, o comprimido para venta o para

inyeccin en pozo, depender de lo que se desee hacer con este gas cido.

A continuacin en la Tabla 3.2 se presentan las principales caractersticas del

proceso de endulzamiento con aminas.

Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas.

Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso

Es capaz de alcanzar niveles bastante bajos de CO2 en la corriente de gas producto, existen precedentes de plantas donde para un gas agrio de alimentacin con concentraciones de 8-14% CO2 se puede obtener un gas endulzado con contenido de CO2

22

Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)

Caractersticas Operaciones de mantenimiento

La amina es un compuesto bastante corrosivo por lo que se requiere que los equipos y tuberas que manejen este fluido sean de un material especial, lo cual incrementa considerablemente los costos de instalacin y mantenimiento. Las nuevas aminas generan niveles de corrosin bastante inferior y mucho ms manejables. Como se indico en el punto anterior es necesaria la reposicin diaria de la amina para reponer las prdidas tpicas que se generan en el proceso.

Flexibilidad operacional Las plantas de aminas pueden ser construidas en trenes de tratamiento de distintas capacidades, sin embargo las plantas no muestran mayor flexibilidad en cuanto al volumen a tratar. En caso de aumento en el volumen a tratar ocurrirn aumento considerables en las prdidas de solvente, amina, por arrastre en la torre de absorcin, los equipos no tendrn la capacidad de manejar esos flujos por lo cual la nica alternativa viable ante un aumento de flujos es la construccin de un nuevo tren o planta de tratamiento que maneje esos nuevos flujos. Sin embargo, son capaces de manejar cambios en las composiciones del gas de alimentacin ajustando variables de operacin y de acuerdo a la magnitud de estas variaciones se mantendr o no la especificacin en el gas endulzado. Las aminas es un compuesto biodegradable, no toxico pero no puede ser derramado en cuerpos de de aguas pues tiene un efecto letal sobre los peces, lo cual complica la disposicin de la misma en caso de que la carga de la planta de amina sufra una contaminacin y deba ser remplazada, vale indicar que esta prdida total de carga de amina no es un hecho que ocurre con frecuencia.

Impacto ambiental Las aminas es un compuesto biodegradable, no toxico pero no puede ser derramado en cuerpos de de aguas pues tiene un efecto letal sobre los peces, lo cual complica la disposicin de la misma en caso de que la carga de la planta de amina sufra una contaminacin y deba ser remplazada, vale indicar que esta prdida total de carga de amina no es un hecho que ocurre con frecuencia. En cuanto al espacio fsico necesario para la instalacin de una planta de amina se requiere de un rea considerable que permita la ubicacin de equipos como la torre contactora, torre absorbedora, intercambiadores de calor, separadores flash y bomba.

23

Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)

Caractersticas Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes

Se pueden presentar problemas cuando el gas a endulzar cuenta con benceno, tolueno, etil-benceno, y xileno y es que podra existir emisiones de BTEX (benceno, tolueno, etil-benceno, y xileno) ya que las aminas son bastante afines a estos compuestos, por lo que si el gas cido de alimentacin contiene estos compuestos seguramente la amina absorber parte de los mismos en la torre de absorcin y posteriormente los mismos podran ser vaporizados en la torre despojadora pudiendo llegar a la atmsfera (Kidnay y Parrish, 2006). La presencia de mercaptanos y/o el sulfuro de carbonilo (COS) es mortal para la mayora de las aminas, ya que los mismo no podrn ser retirados de la solucin al momento de la regeneracin, restndole su capacidad de tratamiento de gas agrio hasta el punto de no poder retirar prcticamente nada de CO2 y H2S del gas agrio, punto en el cual debe ser cambiada toda la carga de amina de la planta. Sin embargo, la MDEA (Metil-dietil-amina) no se degrada ni con mercaptanos ni COS. Se debe tener un especial cuidado en retirar los condensados en el gas cido de alimentacin de la torre absorbedora, pues los mismos son capaces de saturar la amina y luego esta no puede ser regenerada.

Prdida de hidrocarburos en el proceso

Las prdidas de hidrocarburos en el proceso de desacidificacin de gas usando el proceso de amina sern mnimas, menores al 1% (Echt, 2002), y se darn por arrastre de hidrocarburos por parte de las sales que se forman en la torre absorbedora y los mismos se evaporan con el H2S y el CO2 al momento de la regeneracin de las aminas.

Experiencia del proceso La tecnologa de aminas ha sido utilizada por largo tiempo en el rea de endulzamiento de gas agrio por lo que son ampliamente conocidos los resultados que se pueden alcanzar. Los costos de las aminas son bajos y existen distintos proveedores a nivel nacional e internacional. En Estados Unidos de Norte Amrica el 95 % de las plantas que remueven H2S y CO2 del gas natural son plantas de Aminas (Natural Gas Supply Association, 2007).

Requerimientos de unidades a la entrada

El gas agrio a ser tratado debe pasar por un separador antes de entrar a la torre absorbedora en este se busca eliminar todos los condensados y slidos que el mismo posea, ya que estos son capaces de causar la degradacin de la amina.

24

Tabla 3.2 Caractersticas del proceso de endulzamiento con aminas (Continuacin)

Caractersticas Requerimientos de energa La demanda de energa de una planta de amina es en

el rango moderada a alta (Echt, 2002), pues es necesario el suministro de calor que permita la evaporacin de los componentes cidos, CO2 y H2S y con esto lograr la regeneracin del solvente.

Plantas que operen con caudales similares

Los rangos de flujo para los que opera las plantas endulzamiento de gas natural con amina son sumamente amplios y existe una tendencia pronunciada a que los flujos cada vez sean mayores. En la actualidad existen un gran nmero de plantas que operan caudales superiores a los 500 MMSCFD, por tren. A modo de ejemplo se puede nombrar la planta en Shedgum, Arabia Saudita, la cual cuenta con cuatro trenes en operacin y cada uno maneja un flujo de 540 MMSCFD, la misma trabaja con la amina DGA (Kohl y Riesenfield,1997)

3.3.2. Desacidificacin con carbonato de potasio caliente (K2CO3), (Maddox, 1984; GPSA, 1998; Kohl y Riesenfield, 1997)

En este proceso se usa una solucin de carbonato de potasio (K2CO3) caliente

como solvente para remover CO2 y H2S del gas natural y se basa en la reaccin

qumica entre estos componentes. En este proceso el solvente se regenera. El

proceso es bastante parecido al de amina con la diferencia de que para el caso del

K2CO3 la torre absorbedora trabaja a altas temperaturas lo cual permite ahorrarse

importantes cantidades de corrientes de calentamiento y de equipos para realizar

este. Adems, el hecho de trabajar a altas temperaturas permite aumentar la

solubilidad del carbonato de potasio en solucin, lo cual permite utilizar una mayor

concentracin de este, en el solvente y por lo tanto lograr una mayor capacidad de

cargar con los componentes cidos que contenga el gas agrio.

Descripcin del Proceso de desacidificacin con Carbonato:

La corriente de gas agrio entra a un separador donde le son eliminados los

slidos y lquidos que vengan en la misma, luego entran a un intercambiador donde

es calentada con la corriente de gas producto, en contracorriente, y entra al fondo de

25

la torre absorbedora donde se pone en contacto con la solucin de K2CO3,

generalmente el solvente se encuentra a 230 F.

Figura 3.2 Diagrama de procesos tpico de una planta de desacidificacin de gas con carbonato de potasio caliente (Maddox, 1984).

Una vez llega al tope de la torre absorbedora el gas ya se encuentra

endulzado, con alto contenido de agua, y se dirige al intercambiador de calor donde

cede calor a la corriente de gas agrio de alimentacin. Es posible que parte del agua

que contenga el gas endulzado se condense debido a este enfriamiento lo cual obliga

a colocar un filtro o un separador, a la salida del intercambiador, que contenga dicha

cantidad de agua. A pesar de que se le retira cierta cantidad de agua en esta parte

del proceso, no es lo suficiente como para evitar un posterior proceso de

deshidratacin.

La solucin de K2CO3 una vez que alcanza el fondo de la torre de absorcin se

encuentra rica en componentes cidos CO2 y H2S y es enviada directamente a la

parte superior de la torre despojamiento, que generalmente opera a presin

atmosfrica y temperatura de 245 F. En la parte superior de la torre se evapora una

cantidad importante de los gases cidos contenidos en el solvente, esto se debe a la

baja presin a la que opera la torre, el resto de los componentes cidos son

removidos a medida que recorren la torre despojadora.

Una vez el solvente llega a el fondo de la torre ya se ha regenerado y es

bombeado a la torre de absorcin para reiniciar su ciclo. Los gases cidos salen por

26

el tope de la torre de despojamiento junto con vapor de agua, y pasan por un

condensador y luego van a un separador donde se logra recuperar la mayor parte del

agua, como lquido, la cual es enviada como reflujo al despojador, mientras que el

gas cido sale por el tope de este separador.

A continuacin en la Tabla 3.3 se presentan las principales caractersticas del

proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente.

Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente.

Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso

Los niveles de CO2 que se pueden alcanzar en el gas producto variarn de acuerdo a las condiciones de alimentacin y la configuracin que se haga del proceso con carbonato de potasio, pudiendo alcanzar un gas con niveles por debajo de los 50 ppmv de CO2 (Kohl y Riesenfield, 1997).

Especificacin H2S a la salida del proceso

La solubilidad del H2S en el carbonato de potasio es mayor que la del CO2 por lo cual este proceso ser capaz de bajar los niveles de H2S por debajo de 1 ppmv si se le realizan modificaciones al proceso original (Kohl y Riesenfield, 1997). Para el endulzamiento de gas natural que solo posee H2S este proceso no puede ser utilizado (GPSA, 1998).

Complejidad operacional Generalmente existen problemas de cavitacin cuando se utilizan bombas de alta presin de mltiples etapas que enva el solvente desde el fondo de la torre despojadora hasta el tope la torre de absorbedora, esto se debe a que el solvente sale del despojador a la temperatura de saturacin por lo que puede evaporarse una parte en la succin de la bomba (Maddox, et al 1984). El esquema de funcionamiento de una planta con carbonato de calcio es muy similar al de una planta que funcione con amina por lo cual el nmero de equipos y personal necesario es similar en ambos procesos.

Operaciones de Mantenimiento

El carbonato de potasio es un solvente corrosivo, el cual ha mostrado originar daos importantes en distintos sectores de la planta si el material usado es acero al carbn. Ser necesario y/o recomendado utilizar acero inoxidable en ciertas partes de la planta como vlvulas de control, tubos del rehervido, bombas y en los ltimos tiempos ha existido la tendencia a usarlo en la torre de absorcin y la de despojamiento (Maddox, et al 1984). Se ha presentado problemas con el uso de ciertos inhibidores de corrosin, como el dicromato, cuando se desea remover tanto H2S como CO2 del gas agrio, pues causan problemas de erosin y precipitacin en las distintas unidades de la planta. Debido a que el carbonato de potasio es en un electrolito puede causar corrosin por stress en las unidades (Maddox, et al 1984).

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Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente (Continuacin)

Caractersticas Flexibilidad operacional El carbonato de potasio es un proceso que puede

presentar problemas de regeneracin del solvente en aquellos casos donde se tenga una corriente de gas de alimentacin con nada o muy bajo contenido de CO2 (Maddox, et al 1984). Al igual que la amina es un proceso que se encuentra limitado para trabajar con los volmenes de gas de alimentacin para los que fue diseado, de tenerse volmenes excedentes debern ser tratados en una nueva planta. El solvente usado en esta tecnologa, carbonato de potasio, es ampliamente comercializado y tiene un costo bajo, no se degrada ni con mercaptanos ni con COS, y es que si bien al entrar en contacto con ellos reacciona, posteriormente puede ser regenerado sin problemas.

Impacto ambiental Tal y como ocurre con la amina y los solventes fsicos el carbonato de potasio es regenerable por lo que en este proceso no se genera una gran cantidad de subproductos. En este proceso se obtienen dos corrientes de productos, la primera es la corriente de gas endulzado y la segunda ser la corriente de gas cido (bsicamente CO2 y H2S). El espacio fsico requerido para la instalacin de una planta de carbonato de sodio ser similar al tamao del terreno de una planta de aminas diseada para la misma capacidad, ya que ambas poseen los mismos equipos con la diferencia de que en el caso del carbonato de calcio no son necesarios los intercambiadores de calor.

Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes

El carbonato de potasio es capaz de hidrolizar COS Y CS2 para formar H2S. Al mismo tiempo este proceso es capaz de remover mercaptanos (RSH), sin embargo su capacidad de remocin disminuye con la longitud de la cadena de carbono que este unida al grupo SH (Maddox, et al 1984).

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Tabla 3.3 Caractersticas del proceso de endulzamiento con carbonato de potasio caliente (Continuacin)

Caractersticas Prdida de hidrocarburos en el proceso

Es un proceso que es recomendado para el caso de tratamientos de corrientes que posean alta cantidad de hidrocarburos pesados y es debido a que el carbonato de potasio caliente no reacciona ni se degrada con estos compuestos por lo cual no se generan prdidas mayores de hidrocarburos pesados. Sin embargo, debe ser evitada la condensacin de hidrocarburos pues se origina espuma en la torre de absorcin.

Experiencia del proceso Es un proceso que ha sido probado por ms de 30 aos para la remocin principalmente de CO2, ampliamente usado en las plantas de amoniaco. Sin embargo, la experiencia en tratamiento de gas natural con este proceso es escasa y no se tiene conocimiento de su uso para el endulzamiento de gas en Venezuela lo cual representa su punto dbil.

Requerimientos de unidades a la entrada

El gas agrio a ser tratado debe pasar por un separador antes de entrar a la torre absorbedora en este se busca eliminar todos los condensados y slidos que el mismo posea ya que son capaces de crear espuma en la torre de absorcin.

Requerimientos de energa No se requiere el suministro de una gran cantidad de calor para la regeneracin del solvente ya que la torre de absorcin y de despojamiento operan a temperaturas bastante cercanas entre s en un rango 230 F 240 F, por lo cual se estara trabajando con un sistema prcticamente isotrmico (Maddox, et al, 1984; GPSA, 1998).

Plantas que operen con caudales similares

La informacin sobre los flujo que maneja esta tecnologa es escasa, sin embargo se encontr informacin sobre una planta en Egipto que cuenta con la tecnologa de carbonato de potasio caliente, con el nombre comercial de Benfield y patentada por UOP, y la misma opera dos trenes con una capacidad de 210 MMSCFD cada uno (UOP, 2000). Adicionalmente en manuales de diseo de TECNOCONSULT se encontr data sobre distintas plantas alrededor del mundo operadas con la tecnologa de carbonato de potasio caliente, con el nombre comercial de Benfield y patentada por UOP, al detallar la misma se encontr que para el ao 1985 no exista en el mundo ninguna planta de endulzamiento de gas natural utilizando Benfield como tecnologa cuyo caudal fuera mayor a 200 MMSCFD, esta data fue suministrada por ingenieros de esta empresa en el ao 1985 (TECNOCONSULT, 2006 a). Se trato de conseguir informacin ms actualizada con el licenciante siendo estos esfuerzos infructuosos.

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3.3.3. Desacidificacin con Membranas (Echt, 2002; Dortmundt y Kishore, 1999; GPSA, 1998).

Este proceso se basa en la capacidad que tienen ciertos materiales de permitir

el paso de un componente a travs de ellos as como la de impedir el paso de otros.

El material que se utiliza es una barrera, un polmero, el cual permite paso de

diferentes compuesto a velocidades distintas y esto se fundamenta en la diferencia

de difusividades y solubilidades de los componentes.

Figura 3.3 Diagrama de procesos tpicos de una planta de desacidificacin de gas con una etapa de membrana (Echt, 2002).

La fuerza impulsora del proceso de separacin por membranas es la diferencia

de presiones parciales entre el gas agrio de alimentacin y el gas permeado,

mientras mayor sea esta diferencia mejor ser el proceso de separacin, adems de

esto el proceso tambin ser afectado por la composicin del gas agrio de

alimentacin y su temperatura. En el caso de membranas para el endulzamiento de

gas cido se usa un polmero bastante delgado.

Para que las membranas puedan ser usadas como tecnologa de separacin

comercial deben ser empacadas de manera tal que el arreglo permita sostener la

membrana y al mismo tiempo tenga las facilidades para el manejo de las dos

corrientes de gas producto, la que permea (gas rico en componentes cidos) y la que

no lo hace (gas natural endulzado).

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Figura 3.4 Diagrama de procesos tpicos de una planta de

desacidificacin de gas con un arreglo de dos etapas membrana (Echt, 2002).

Existen distintas formas de realizar este arreglo, sin embargo las ms utilizada

en los ltimos tiempos para el caso de tratamiento de gas natural son el arreglo de

membrana en espiral y el arreglo de membrana de fibras huecas (Echt, 2002).

Este proceso adems de cumplir la funcin de remover el CO2 y H2S del gas

cido tambin retira agua del gas de alimentacin permitiendo alcanzar valores

menores a 7 lb H2O / MMSCF de gas. Los flujos de gas agrio que comnmente

manejan las membranas van desde 1 MMSCFD a 250 MMSCFD. Sin embargo,

nuevas unidades se encuentran diseadas para manejar volmenes de hasta 500

MMSCFD de gas natural.

Descripcin del Proceso de la desacidificacin con Membranas:

El gas agrio es alimentado al sistema de membranas, el cual consiste en una

serie de arreglos o banco de tubos. Cada uno de estos tubos posee un tubo central

de menor dimetro, en el espacio que separa los tubos de mayor y menor dimetro

se encuentra la membrana, la cual puede ser empacada en este espacio de distintas

formas.

A medida que el gas cido va pasando a lo largo de uno los tubos, que forma

parte del banco de tubos, el CO2, H2S y otros compuestos permeables viajan a

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travs de la membrana y llegan al tubo central de menor dimetro, el cual contiene

orificios y permite que estos compuestos sean recolectados y transportados. Es

importante resaltar que la presin de la corriente que permea, en este caso rica en

componentes cidos es baja, mientras que la presin de la corriente de gas

endulzado es prcticamente igual a la del gas agrio de alimentacin, pues la

membrana no le causa mayores prdidas de presin.

A continuacin en la Tabla 3.4 se presentan las principales caractersticas del

proceso de endulzamiento con membranas.

Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas.

Caractersticas Especificacin CO2 a la salida del proceso

Al usar membranas para remover CO2 del gas agrio se debe saber que alcanzar valores de concentracin < 2% molar de CO2 en el gas tratado, representa un reto desde el punto de vista econmico (Echt, 2002). El rea de la membrana requerida para realizar el endulzamiento del gas estar determinada por el porcentaje de remocin de los componentes que se desee, en este caso CO2 y H2S, mientras mayor sea la remocin deseada mayor ser el rea necesaria, por ejemplo para sistemas que deseen bajar la concentracin de CO2 de 50% a 30 % molar y de 10% a 5% se requerir un tamao similar debido a que el porcentaje de remocin de CO2 en cada caso es de alrededor de 50%. Sin embargo, si comparamos el tamao de las plantas para el caso de un gas que se desea llevar de 3% molar CO2 a 1% con el caso de un gas que quiere llevarse de 3% molar de CO2 a 0.1%, la planta en este ltimo caso ser casi tres veces el tamao del primer caso (97% remocin versus 70%) lo cual nos da una idea de la influencia que tiene el porcentaje de remocin en el tamao de la planta (Dortmundt y Kishore, 1999).

Especificacin H2S a la salida del proceso

La permeabilidad del H2S en las membranas es un poco mayor a la de CO2 por lo que un gas que contenga trazas de H2S es capaz de alcanzar valores de 4 ppm. Para concentraciones de entrada de 100 ppm de H2S en el gas a tratar la concentracin en el gas producto generalmente alcanza valores que estn entre 10-30 ppm de H2S (Echt, 2002).

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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)

Caractersticas Complejidad operacional Es una tecnologa bastante simple de operar, se podra

decir que procesos de una sola etapa operan por si solo ya que lo nica parte en movimiento son las molculas de gas natural, y es que una vez el gas agrio pasa por la etapa de pretratamiento y entra al arreglo de tubos, donde se encuentran las membranas, no es necesario controlar variable alguna. Para el caso de dos etapas solo es necesario aadir un compresor. Por lo general no se requiere de una gran cantidad de operadores. Sin embargo, un factor fundamental es el de poseer un adecuado pretratamiento del gas que permita que este llegue a las membranas a condiciones ptimas (Echt, 2002).

Operaciones de Mantenimiento

Al momento de cambiar las membranas, bien sea porque ya ha cumplido su vida til o por qu no opera de forma optima, el procedimiento a seguir es bastante simple y se fundamenta en bloquear el paso del flujo por el empaque (tubo) de la membrana a sustituir, sin necesidad de interrumpir el flujo de gas por el banco de tubos, para extraer as la membrana a remplazar e introducir el repuesto. Con este procedimiento no es necesario parar la operacin de endulzamiento del gas.

Flexibilidad operacional La membrana tiene la capacidad de una alta flexibilidad operacional debido a que es capaz de manejar flujos variantes de gas sin sufrir daos pero obtenindose un gas endulzado fuera de especificacin, existe la posibilidad de ampliar la planta ya construida con la ubicacin de nuevos arreglos de tubos, sin embargo su flexibilidad se ve reducida en ambos casos y es que el flujo para el cual fueron diseados los equipos de pretratamiento ser el factor limitante del flujo con el que puede operar la planta. Por lo cual se puede concluir que la posibilidad de operar ante flujos superiores a los utilizados para el diseo de los equipos de pretratamiento no es posible y es que de hacerlo se corre con el riesgo de que esta etapa no logre las especificaciones requeridas para el gas que entra a las membranas causando esto un dao en las mismas. En caso de composiciones cambiantes es capaz de ajustarse pero esto puede ocasionar que el gas endulzado producto este fuera de especificacin.

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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)

Caractersticas Impacto ambiental Es una tecnologa bastante amigable con el ambiente

pues las membranas una vez lleguen al fin de su vida til pueden ser dispuesta de forma fcil, incineracin o relleno sanitario. No se generan emisiones de BETX o ningn otro compuesto txico pues como producto del proceso solo se obtienen dos corrientes una que ser el gas endulzado y la otra ser los gases que permea, en el caso particular de estudio bsicamente CO2 y H2S los cuales deben pasar por procesos posteriores para su disposicin. Adicionalmente los espacios requeridos para una planta de membranas son menores que para una de aminas.

Comportamiento de la tecnologa ante la presencia de otros contaminantes

La presencia de hidrocarburos ms pesados que C15 en el gas de alimentacin que va a la membrana tiende a bajar la capacidad de remocin de la misma. El mismo efecto causa partculas solidas y presencia de lquidos. Esto se debe a que poco a poco estos compuestos van cubriendo la superficie de la membrana y por lo tanto decrece la tasa de con que los diferentes compuestos permean. Algunos inhibidores de corrosin aadidos al gas y aditivos para la explotacin del pozo tambin son capaces de destruir la membrana por lo cual antes de utilizar alguno es importante se consulte con el fabricante de las membranas (Dortmundt y Kishore, 1999).

Prdida de hidrocarburos en el proceso

Las membranas son permeables a hidrocarburos por lo cual se producen prdidas de hidrocarburos que pueden variar de 2% a 10% del gas de entrada de alimentacin, dependiendo del arreglo de las membranas, una o dos etapas, y de las condiciones de alimentacin (Echt, 2002). Es una tecnologa bastante amigable con el ambiente pues una vez la membrana deba ser removida no genera gran cantidad de residuos y/ o desechos adems de ser un proceso bastante fcil se realizar. Tal y como se indic no se generan prdidas grandes de presin en el gas a endulzar, estas son similares a las generadas por otros procesos de endulzamiento (GPSA, 1998). La corriente del gas que permea se obtiene a presiones baja.

Experiencia del proceso Las membranas han sido usadas con xito por ms de veinte aos para el tratamiento de gas natural agrio, sin embargo todava es considerada como una tecnologa nueva. En Venezuela se tiene poca experiencia con el uso de las mismas, actualmente en Bitor (Tratamiento de gas natural 30 MMSCFD) y en YPERGAS (Edo. Gurico, Tratamiento de gas natural 135 MMSCFD) estn siendo utilizadas.

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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)

Caractersticas Requerimientos de unidades a la entrada

En los primeros momentos en los que las membranas fueron utilizadas para el tratamiento de gas natural, se encontr que la vida til de las mismas era bastante corta, luego de realizar distintos estudios se descubri que el gas natural contiene una serie de contaminantes los cuales son letales para la efectividad de las membranas y obliga a su reemplazo prematuro, lo cual aumenta considerablemente el costo de operacin de estos sistemas. Es por esto que un pretratamiento debe ser aplicado sobre el gas natural. Existe un pre-tratamiento estandarizado (ver figura 3.3 y 3.4) el cual consiste en un filtro que remueve las partculas slidas y parte de los condensados que el gas natural a tratar contiene, estos lquidos deben ser removidos pues ellos se depositan en la superficie de las membranas y reducir la transferencia de masa y bajar la permeabilidad de los gases. Luego el gas a tratar pasa a travs de una cama adsorbente, la cual usa carbn activado para remover la fraccin de hidrocarburos ms pesados. Posteriormente se ubica un filtro el cual captura cualquier partcula que haya podido ser arrastrada de la cama adsorbente por ltimo el gas pasa por un calentador el cual adems de proporcionar temperatura uniforme al gas lo calienta para evitar condensacin en la superficie de la membrana pues esto no solo reducira la capacidad del sistema si no que tambin podra daar permanentemente el mismo.

Requerimientos de energa Las configuraciones de membranas de una sola etapa tal y como se indico no tienen un requerimiento alto de energa ni de personal pues un proceso que opera por cuenta propia, es decir una vez el gas es introducido a la membrana la separacin se da sin necesidad de personal que controle este paso. Sin embargo, en el caso de endulzamiento de gas natural se debe considerar una configuracin de por lo menos dos etapas (ver figura 6) esto con el fin de reducir las prdidas de hidrocarburos, por lo que sera necesario la instalacin de un compresor que requiere el suministro de energa lo cual aumenta el consumo de energa de manera importante sin embargo seguira siendo inferior al necesario en una planta de endulzamiento con aminas. Los sistemas con membranas son construidos de forma modular lo cual permite que de forma rpida sea instalada una planta de membranas.

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Tabla 3.4 Caractersticas del proceso de endulzamiento con membranas (Continuacin)

Caractersticas Plantas que operen con caudales similares

Los caudales que es capaz de manejar una planta de membranas cubre un amplio rango de operacin, actualmente existe un nmero de plantas que son capaces de tratar volmenes mayores a 300 MMSCFD, con un porcentaje de CO2 en el gas a tratar que supera el 30%(GPSA, 2006). En Estados Unidos de Norteamrica (E.E.U.U.) Sydner Texas, existe una planta de membranas la cual es capaz de operar para un flujo de operacin de gas de 600 MMSCFD, esta planta se encarga de la remocin de CO2 de una corriente de gas natural. La misma fue desarrollada por Natco Group Inc. y es catalogada como la planta de membranas con mayor capacidad utilizada para la remocin CO2 de una corriente de gas natural, ao 2006, en E.E.U.U. (Mrquez y Brantana, 2006).

3.3.4. Desacidificacin por Absorcin Fsica (Kohl y Riesenfield, 1997;

Maddox, et al 1984 ;Saied, et al 2006)

Este proceso est basado en la utilizacin de solventes orgnicos que

remueven el CO2 y H2S del gas agrio por absorcin fsica, es decir se absorben

estos componentes sin que ocurra reaccin qumica como es caso del tratamiento

con amina. La remocin de estos componentes se basa en la solubilidad que estos

tengan en el solvente utilizado, esto se ver influenciado por la presin parcial de los

componentes cidos a remover as como de la temperatura de la corriente de

alimentacin.

En algunos casos la absorcin es capaz de deshidratar y de endulzar el gas

natural, sin embargo para esto podra ser necesario utilizar equipos adicionales y

mayores requerimientos de energa para lograr remover el agua del solvente (GPSA,

1998).

La escogencia de esta tecnologa como mtodo de endulzamiento se ve

favorecida para aquellos casos donde la presin parcial del gas cido a remover es

mayor a 50 psi (GPSA, 1998).

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Descripcin del Proceso de desacidificacin por Absorcin Fsica:

El Gas agrio es alimentado a un separador donde se le remueven los lquidos

y slidos, para luego continuar su camino hacia la torre de absorcin, a la cual entra

por la parte inferior, en esta se pone en contacto, en contracorriente, con el solvente

regenerado el cual se encarga de remover el CO2 y H2S del gas, obtenindose por el

tope de la torre absorbedora el gas endulzado, mientras que por el fondo se obtiene

un solvente rico en componentes cidos.

Se debe se