PROCESO GIRBOTOL
Introducción
El gas natural es un recurso no renovable formado por una mezcla de hidroc arburos: metano (alrededor de 80%), etano (6%), propano (4%), butano (2%), junto a algunas impurezas tales como vapor de agua, compuestos sulfurados, dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2) y trazas de hidrocarburos más pesados. Su composición varía de acuerdo al yacimientode donde fue extraído (Martínez, 2000). El gas natural que se recibe de los yacimientos se caracteriza por ser un gas amargo, hidratado y húmedo: amargo por los componentes ácidos que contiene, hidratado por la presencia de agua, y húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos. Debido a esto para el uso comercial o doméstico, el gas natural debe ser tratado de manera de eliminar o disminuir la concentración de aquellos compuestos indeseados. El acondicionamiento del gas natural consta de tres procesos fundamentales: el endulzamiento (elimina los componentes ácidos), la deshidratación (elimina el agua) y ajuste de punto de rocío elimina los hidrocarburos líquidos) (Campbell, 2001). El proceso de endulzamiento (objeto de esta propuesta), se hace con el fin de remover el H2S y el CO2del 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. La unidad de remoción de gases ácidos puede ser selectiva o no selectiva. El H2S y el CO2 se separan en una corriente, mientras que en una unidad selectiva se producen dos corrientes de gases ácidos, una delas cuales contienen esencialmente todo el H2S, y la otra contiene CO2. Así, la unidad de remoción selectiva reduce el volumen de gas a tratarse en la unidad recuperadora pero aumentando el de la unidad de remoción de gases ácidos. La aplicación de cada uno de estos procesos está sujeta a las características de la corriente que se va a tratar. Para selección del d el proceso más adecuado se deben deb en considerar los siguientes factores: 1) Tipo de contaminantes a remover (H2S, CO2, mercaptanos, sulfuro de carbonilo, etc.). 2) Concentración de contaminantes en la corriente de alimentación y la requerida en el proceso. 3) Selectividad del gas ácido, si es necesaria.
4) Volumen del gas a manejar, así como su presión y temperatura a las que se encuentre disponible. Finalmente, se puede decir que en el caso de las plataformas marinas, a diferencia de las instalaciones en tierra, deben incluirse criterios de dimensión, peso, confiabilidad del proceso, disponibilidad de reactivos y partes de repuesto principalmente. Proceso Girbotol
O también conocido como un proceso de alcano laminas se desarrolla, como absorbente de gases ácidos: las dos aminas más importantes de los procesos comerciales para la purificación de gas son lamonoetanolamina (MEA) y la dietanolamina (DEA). Las fórmulas moleculares de cada una de las aminas, en general cuenta con al menos un grupo hidroxilo y un grupo amina; el grupo hidroxilo reduce la presión de vapor e incrementa la solubilidad en el agua, mientras que el grupo amina puede aportar la alcalinidad necesaria a las soluciones acuosas para causar la absorción de gases ácidos. Las principales reacciones que se llevan a cabo cuando una solución de amina primaria se utiliza para absorber CO2 y H2S se representan en las siguientes ecuaciones: 2RNH2 + H2S (RNH3)2S (RNH3)2S + H2S 2RNH3HS 2RNH2 + CO2 + H2O (RNH3)2CO3 (RNH3)2CO3 + CO2 + H2O 2RNH3HCO3 2RNH2 + CO2 RNHCOONH3R
Aunque son compuestos químicos definidos, poseen una presión de vapor considerable bajo condiciones normales, de manera que las composiciones de la solución de equilibrio varían con la presión parcial de los gases ácidos presentes. Cuanto ma yor aumenta la presión parcial de vapor de estos con la temperatura, mayor será la posibilidad de eliminar los gases absorbidos de la solución utilizada mediante el suministro de energía. Aplicación
Remoción de H2S, CO2, COS, etc. de corrientes de hidrocarburos líquidos y/o gaseosas, mediante la absorción con solucionas acuosas de monoetanolamina (MEA) o dietanolamina (DEA). El proceso consiste básicamente en la absorción d e los contaminantes, contenidos en las corrientes líquidas o gaseosas (gas natural), con un a solución acuosa (MEA o DEA) a una temperatura que va de 27 a 49 °C y la regeneración de la misma mediante el aumento de temperatura entre 110 y 127 °C. Las soluciones acuosas de dietanolamina (DEA)se han utilizado por muchos años para el tratamiento de gases conteniendo cantidades elevadas de COS y CS2, además del H2S y CO2. Debido a que las aminas secundarias son mucho menos
reactivas con el COS y CS2 que las aminas primarias, produciendo compuestos secundarios, son la lección natural para flujos de gas conteniendo estas impurezas. La solución acuosa de dietanolamina ligeramente concentrada (de 25 a 30 % en peso) es capaz de absorber los gases ácidos en una proporción por encima de la estequiométrica: es decir, de 1.0 a 1.3 moles de DEA por mol de gas ácido. Si la solución regenerada sé desorba perfectamente, cuando se regresa al absorbedor y la presión se eleva, puede producirse un gas purificado que satisfaga las especificaciones de la tubería. Una ventaja adicional del proceso es que los productos de descomposición formados se eliminan fácilmente por filtración a través de carbón activado. Problemas de operación
Una de las razones por la cual los procesos que utilizan alcanolaminas han desplazado en gran medida a los procesos de óxido de fierro y carbonato de sodio utilizados en la purificación de gas natural es la carencia de dificultades en la operación. Sin embargo, varios factores pueden ocasionar gastos indebidos y dificultades en la operación de unidades de alcanolaminas, entre las cuales pueden citarse, desde el punto de vista costoso, la corrosión y la perdida de aminas. Y las dificultades de operación que causan limitaciones en la capacidad de una planta para la purificación del gas son la espuma y el taponamiento del equipo. -
Corrosión
Se sabe que el CO2 causa severa corrosión, particularmente a temperaturas elevadas y en presencia de agua. Se cree que el mecanismo involucrado, consiste de la reacción de fierro metálico con ácido carbónico, lo cual origina la formación de bicarbonato de fierro soluble. El calentamiento adicional a la solución puede liberar el CO2 y provocar la precipitación del fierro como carbonato insoluble. El sulfuro de hidrógeno ataca al acero como ácido, con la formación posterior de sulfuro ferroso insoluble. Por último puede presentarse corrosión debido a la erosión de sólidos suspendidos en el flujo de gas o por difusión de gases ácidos a través del material sólido causando lo que se llama corrosión de esfuerzo. -
Formación de espuma
Se debe generalmente a la contaminación de la solución por hidrocarburos ligeros condensados, por sólidos suspendidos finalmente divididos (como sulfuro de fierro), por productos de degradación de la solución de aminas o por agentes activados que acarrean el flujo de alimentación. La contaminación de hidrocarburos ligeros del gas alimentado puede evitarse, manteniendo la temperatura de la solución de amina pobre 10 a 15 grados por encima de la temperatura de la corriente de alimentación, asegurando con esto q ue no ocurra cambio de fase.
Procedimiento
1) El gas seco del domo del absorbedor secundario fluye al tanque separador para eliminar cualquier cantidad de aceite de absorción que fuera arrastrado, la cual causaría espumamiento en la solución de DEA, la cual se pone en contacto con el gas seco. 2) El contacto entre la DEA y el gas seco se realiza en un absorbedor empacado, entrando las dos corrientes a contracorriente y lográndose la eliminación del H2S y CO2 de la corriente de gas seco. 3) El gas fluyente que se encuentra libre de H2S y CO2 se manda inmediatamente al sistema de gas combustible. 4) El gas licuable ya dulce, fluye por el domo a un tambor separador, donde se elimina la DEA arrastrada para pasar a la sección de tratamiento. 5) La DEA rica fluye de la base de cada absorbedor a un tambor separador de hidrocarburos y DEA, el cual opera a una presión reducida, en el cual los hidrocarburos ligeros son vaporizados mandándose a la corriente de gas combustible, y los hidrocarburos más pesados son asentados de la disolución de DEA. 6) La corriente fluye a un cambiador de amina pobre contra amina rica en el que se precalienta a la disolución rica antes de que sea vaporizada en el reactivador de DEA.
7) En la torre regeneradora de amina, la DEA rica es liberada del H2S y CO2 que fueron incorporados a la solución en el absorbedor. 8) El medio de calentamiento del recalentamiento del regenerad or es vapor de presión media. El vapor de agotamiento remueve los vapores de H2S y CO2. 9) Los vapores del domo de la torre regeneradora fluyen a un condensador y después a un tambor de separador en el cual el agua condensada es colectada y enviada al plato superior de ésta torre regeneradora, como un reflujo lavar los arrastres formados durante la vaporización de la DEA rica que fue alimentada en el último plato. 10) Los vapores del tambor separador constituyen el producto de gas ácido y fluyen en una línea prevista de venas de calentamiento. 11) La DEA pobre es bombeada nuevamente al absorbedor nuevamente, para así cerrar el ciclo.
SELEXOL
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. El proceso Selexol se usa Para la purificación del gas por remoción de H2S, CO2, COS, mercaptanos, etc.; de las corrientes de gas por absorción física. El solvente, dimetileter de polietilenglicol (DMPEG) (nombre comercial Selexol), tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre, y conserva la capacidad de absorber economicamente grandes cantidades de todas las impurezas. 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: La presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 psi 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. Las temperaturas pueden ser controladas muchas veces sin calentamiento o enfriamiento externo, usando turbinas hidráulicas e intercambiadores de calor. Los efectos térmicos globales se minimizan por el calor de absorción muy bajo y un calor especifico de solo 0,5. Usa como solvente un dimetil éter de polietileno glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto conteni do de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 a 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 n iveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2. Descripción de proceso
En el proceso de Selexol disuelve (absorbe) gases ácidos del gas de la alimentación en relativamente de alta presión, generalmente 300 a 2000 psia El solvente rico que con tiene los gases ácidos es después dejó abajo en la presión y/o el vapor pelados al lanzamiento y recupera los gases ácidos. El proceso de Selexol puede funcionar selectivamente para
recuperarse sulfuro del hidrógeno y bióxido de carbono como corrientes separadas, para poder enviar el sulfuro del hidrógeno a Claus unidad para la conversión a elemental sulfuro mientras que, al mismo tiempo, el bióxido de carbono se puede secuestrar o utilizar para la recuperación realzada del aceite. El proceso de Selexol es similar a Rectisol proceso, que utiliza refrigerado metanol como el solvente. El solvente de Selexol es una mezcla de éteres dimetil de glicol de polietileno que confían en una reacción química con los gases ácidos. Puesto que no hay reacciones químicas implicadas, Selexol requiere generalmente menos energía que los procesos basados amina. Sin embargo, en las presiones de gas de la alimentación debajo de cerca de 300 psia, el Selex ol que se reduce la capacidad solvente (en la cantidad de gas ácido absorbida por el volumen del solvente) y los procesos basados amina será generalmente superior.
Ventajas
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
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 psi) Solvente más costoso que las aminas En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositacion de azufre en los equipos. Baja remoción de mercaptanos Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración
Bibliografía
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http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=plantas_de_procesamiento_del_gas_natur al&action=edit§ion=2 Uop; A Honeywolf Company Revista de la sociedad química de México Fundamentals of Natural Gas Procesing
