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REDIELUZISSN 2244-7334 / Depósito legal pp 201102ZU3769

Vol. 3 Nº 1 y 2 � Enero - Diciembre 2013: 44 - 52

ANÁLISIS DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS ÁCIDO

ASOCIADO AL CRUDO DEL CAMPO URDANETA OESTE DEL LAGO

DE MARACAIBO

Analysis of the Sweetening Process for Acid Gas Associated with Crude

Oil from the West Urdaneta Field of Lake Maracaibo

Stiffani Ávila, Marcos López, Richard Yépez

Universidad Experimental Rafael Maria Baralt (UNERMB). [email protected]

Resumen

El endulzamiento del gas se hace con el fin deremover el H2S y el CO2 del gas natural. Como sesabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar pre-sentes en el gas natural y pueden en algunos casos,especialmente el H2S, ocasionar problemas en el ma-nejo y procesamiento del gas; por esto hay que remo-verlos para llevar el contenido de estos gases ácidos alos niveles exigidos por los consumidores del gas. ElH2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porqueen presencia de agua forman ácidos, y un gas naturalque posea estos contaminantes se conoce como gasagrio. En Venezuela se presentan, gases ácidos aso-ciados a crudos en su mayoría, los cuales son muy di-fíciles de manejar, debido a su alto contenido de H2S,ya que las plantas destinadas al endulzamiento del gasnatural con aminas están diseñadas para tratar ciertosvolúmenes con características específicas dependien-do del yacimiento. Debido a los contaminantes que seencuentran en el gas natural, se necesitan plantaspara tratarlo, eliminando así la mayor cantidad de ga-ses ácidos presentes. Entre los procesos que existenpara eliminar dichos contaminantes se encuentran lasplantas de endulzamiento que utilizan procesos consolventes químicos dentro de los cuales los más acep-tados y ampliamente usados son las aminas. En estapublicación se estudian los inconvenientes del procesode endulzamiento del Campo Urdaneta Oeste y seplantean posibles soluciones para corregirlos.

Palabras clave: Endulzamiento, amina, gas ácido.

Abstract

Gas is sweetened to remove H2S and CO2

from natural gas. H2S and CO2 gases may be pres-ent in natural gas; in some cases, especially H2Scan cause problems in gas processing and han-dling. Therefore, H2S and CO2 should be removed inorder to bring the content of these acid gases to lev-els demanded by gas consumers. H2S and CO2 areknown as acid gases, because they form acids inthe presence of water; natural gas containing thesecontaminants is known as sour gas. In this country,acid gases are associated principally with crude oil,which is very difficult to handle due to its high H2Scontent. Plants intended for sweetening natural gaswith amines are designed to treat certain volumeswith specific characteristics, depending on the oildeposit. Because of the contaminants found in natu-ral gas, plants are needed to treat it, eliminating thegreatest amount of acid gases present. Sweeteningplants use chemical solvents to eliminate these con-taminants; the most accepted and widely used arethe amines. In this publication, drawbacks of thesweetening process at the Urdaneta West Field arestudied and possible solutions to correct them areproposed.

Key words: Sweetening, amine, acid gas.

Recibido: 20 / 03 / 2013. Aceptado: 25 / 06 / 2013

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INTRODUCCIÓN

El proceso de endulzamiento del gas naturalconsiste en la remoción de todos los gases química-mente ácidos de la mezcla del gas. Según Martínez(2005), hubiera sido mejor traducir el término “swee-tening” como “desacidificación”, en lugar del más lite-ral “endulzamiento”, ya que históricamente el términohace referencia a la remoción H2S y CO2 mientrasque se presta poca o ninguna atención a otros gasesácidos como COS y CS2, los cuales tienden a dañarlas soluciones que se utilizan para endulzar el gas yde ordinario no se reportan en la composición de lamezcla gaseosa a tratar, esta costumbre ha resultadoen ocasiones muy costosa para la industria.

Existen siete clases de procesos de endulza-miento, como son: procesos con solventes químicos;procesos con solventes físicos; procesos con solven-tes híbridos o mixtos; procesos de conversión directa(solamente para remoción del H2S); procesos de lechosólido o seco; membranas; y por último procesos crio-génicos. Entre esta variedad los procesos más usadosson los de solventes físicos, siendo los de este tipo losque se utilizan en el Campo Urdaneta Oeste. Los sol-ventes físicos retiran los gases ácidos de las mezclade hidrocarburos por mecanismos de sorción, resultan-do en la práctica los más eficientes para esta labor losmiembros de la familia de las Aminas.

El proceso de endulzamiento en general, constade cinco etapas (Campbell, 1994; Gas ProcessorsSuppliers Associations, 1998; Martínez, 2005):

– Remoción De Gases Ácidos. Donde se le re-mueve por algún mecanismo de contacto elH2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en unaunidad de endulzamiento y de ella, sale el gaslibre de estos contaminantes, o al menos conun contenido de éstos igual o por debajo delos contenidos aceptables.

– Regeneración. En esta etapa la sustancia queremovió los gases ácidos se somete a un pro-ceso de separación donde se le remueve losgases ácidos con el fin de poderla reciclarpara una nueva etapa de endulzamiento. Losgases que se deben separar son obviamenteen primer lugar el H2S y el CO2 pero tambiénes posible que haya otros compuestos sulfu-rados como mercaptanos (RSR), sulfuros decarbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

– Recuperación del Azufre. Como el H2S es ungas altamente tóxico y de difícil manejo, espreferible convertirlo a azufre elemental, estose hace en la unidad recuperadora de azufre.Esta unidad no siempre se tiene en los proce-sos de endulzamiento pero cuando la canti-dad de H2S es alta, se hace necesaria. En la

unidad recuperadora de azufre se transformadel 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líqui-do. El objetivo fundamental de la unidad recu-peradora de azufre es la transformación delH2S, aunque el azufre obtenido es de calidadaceptable, la mayoría de las veces, para co-mercializarlo.

– Limpieza del gas de cola. El gas que sale dela unidad recuperadora de azufre aún poseede un 3 a un 10% del H2S removido del gasnatural y es necesario removerlo, dependien-do de la cantidad de H2S y las reglamentacio-nes ambientales y de seguridad. La unidad delimpieza del gas de cola continua la remocióndel H2S bien sea transformándolo en azufre oenviándolo a la unidad recuperadora de azu-fre. El gas de cola, al salir de la unidad de lim-pieza, debe contener solo entre el 1 y 0,3%del H2S removido. La unidad de limpieza delgas de cola solo existirá si existe unidad recu-peradora.

– Incineración. Aunque el gas que sale de launidad de limpieza del gas de cola sólo poseeentre el 1 y 0,3% del H2S removido, aun asíno es recomendable descargarlo a la atmósfe-ra y por eso se envía a una unidad de incine-ración donde mediante combustión, el H2S esconvertido en SO2, un gas que es menos con-taminante que el H2S. Esta unidad debe estaren toda planta de endulzamiento.

METODOLOGÍA

La metodología, considera Silva (2006), es unprocedimiento general para lograr de manera precisael objetivo de la investigación. Esta investigación esdescriptiva; ya que, según Hernández et al. (2006),los estudios descriptivos buscan especificar las pro-piedades, las características y los perfiles importantesde personas, grupos, comunidades o cualquier otrofenómeno que se someta a un análisis. La investiga-ción documental es un proceso basado en la búsque-da, recuperación, análisis, crítica e interpretación dedatos secundarios, es decir, los obtenidos y registra-dos por otros investigadores en fuentes documenta-les: impresas, audiovisuales o electrónicas. El diseñode la presente investigación, es no experimental, yaque la búsqueda empírica y sistemática en la que elcientífico o investigador no posee control directo delas variables independientes, debido a que sus mani-festaciones ya han ocurrido o son inherentemente nomanipulables (Arias, 2006).

En este sentido, el diseño de la investigación esdocumental no experimental porque se observa y do-cumenta el comportamiento de las variables operacio-

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nales y de los equipos de proceso de endulzamientodel gas ácido asociado al petróleo en campo Urdane-ta Oeste del Lago de Maracaibo en su contexto natu-ral. En este caso no se construye ninguna situaciónasociada al sistema de la planta, sino que se obser-van situaciones ya existentes.

En la presente investigación se emplearon lassiguientes técnicas e instrumentos de recolección dedatos:

Documentación o revisión bibliográfica: parael desarrollo de la investigación, se revisaron diversasfuentes bibliográficas, información de la empresa, tra-bajos de grado, en internet y toda fuente que fuera deinterés para la investigación.

Observación directa: es la técnica más comúnde investigación, en ésta, el investigador puede ob-servar y recoger datos mediante su propia observa-ción. Al respecto, Sabino (2002) establece que la ob-servación permite percibir activamente la realidad ex-terior, orientando al investigador hacia la recolecciónde datos previamente definidos como de interés en elcurso de la investigación.

Para lograr un adecuado análisis del proceso deendulzamiento, se realizó una serie de actividades,con la finalidad de obtener de forma satisfactoria losresultados más congruentes con respeto al estudiorealizado:

1. Describir el proceso de endulzamiento actual delgas ácido asociado al crudo del Campo UrdanetaOeste en el Lago de Maracaibo.

2. Identificar la composición típica del gas asociadoal crudo del Campo Urdaneta Oeste en el Lago deMaracaibo.

3. Estimar las posibles desviaciones operacionalesen la planta de endulzamiento donde se trata elgas ácido asociado al crudo del Campo UrdanetaOeste en el Lago de Maracaibo.

4. Crear un portafolio de oportunidades que permitaoptimizar el proceso de endulzamiento del gas áci-do asociado al crudo del Campo Urdaneta Oesteen el Lago de Maracaibo.

RESULTADOS

Descripción del sistema

La planta de endulzamiento (ver Figura 1) deCampo Urdaneta no posee diferencias de diseño con elestándar de este tipo de plantas (Campbell, 1994; GasProcessors Suppliers Associations, 1998; Martínez,2005). En la unidad de endulzamiento, el H2S es remo-

vido de la corriente de alimentación de gas acido em-pleando la tecnología de absorción por amina.GAS/SPEC SS-3, es una amina (MDEA) especial-mente formulada por la compañía INEOS para conse-guir selectividad del H2S sobre el CO2. La GAS/SPECSS-3 de la compañía INEOS es menos corrosiva quelas aminas convencionales y en esta unidad es utilizadacon una concentración de 45% en peso, lo cual reducela tasa de flujo de recirculación de amina. Otras propie-dades positivas de esta amina, es su baja tendencia ala formación de espuma y a degradación térmica.

El gas ácido proveniente de la plataforma deproducción entra a una temperatura de hasta 38°C;entra un recipiente separador de gas ácido previo alproceso de endulzamiento para la separación de loslíquidos y así prevenir la contaminación por hidrocar-buro del solvente de amina. La contaminación por hi-drocarburos livianos de la solución de amina causaformación de espuma y hace disminuir la eficienciadel sistema de amina.

El gas, libre de líquidos, entra por debajo al con-tactor ácido-gas (Absorbedor), el cual cuenta con 10bandejas tipo válvula para mejorar el intercambio deH2S entre el gas y la amina pobre. En el contactor elgas-ácido se mezcla con el solvente de amina pobresobre las bandejas en contraflujo para remover el H2Sdel gas y una porción de dióxido de carbono o CO2

que está presente en el gas. Los componentes delgas ácido (H2S y CO2) son absorbidos por el solventede amina (GAS/SPEC SS-3). La absorción se reversaluego por altas temperaturas y bajas presiones en lacolumna despojadora de amina (Regenerador), pararegenerar el solvente de amina.

El gas sale del contactor ácido-gas por el topepara su uso posterior, mientras que la amina rica (car-gada con H2S) que deja el contactor por debajo, fluyehacia el recipiente de flasheo de amina rica (Tanquede Venteo), el cual opera a presión atmosférica y seencarga de separar las pequeñas trazas de hidrocar-buros que puedan estar disueltas o arrastradas en laamina y pueden provocar la formación de espuma. Lapequeña cantidad de flasheo de gas es enviada parasu disposición al mechurrio de gas ácido. El recipien-te de flasheo de amina rica, es un recipiente horizon-tal trifásico diseñado también para separar hidrocar-buros líquidos provenientes del solvente de amina.

La amina que sale del proceso de flasheo a pre-sión atmosférica es bombeada por las bombas deamina rica y enviada al sistema de regeneración deamina. La amina rica es calentada por un intercam-biador de placas a 107°C con la amina pobre en el in-tercambiador de calor de amina pobre/rica, entonceses enviada a la columna despojadora de amina, parala regeneración de amina.

Stiffani Ávila, Marcos López y Richard Yépez46 Análisis del proceso de endulzamiento del gas ácido asociado al crudo del Campo Urdaneta Oeste...

En la columna despojadora de amina (Regene-rador), la amina es puesta en contacto contra corrien-te en estructura rellena con vapor de agua generadoen el recalentador para despojar el H2S y el CO2 ab-sorbido. Hay cuatro zonas de estructura rellena en eldespojador de amina, con la amina rica siendo ali-mentada entre la primera zona en el tope de la colum-na y la segunda zona. En la primera zona, el reflujo,que consiste principalmente de agua, es utilizadopara absorber el solvente de amina (MDEA) que seperdería debajo de la Unidad de recuperación de azu-fre. En las tres zonas debajo de la alimentación deamina rica, la alta temperatura y las bajas presionesrevierten absorción entre el MDEA y los componentesdel gas, H2S y CO2, para regenerar el solvente. Laamina regenerada (amina pobre) sale de la columnadespojadora por el fondo de la misma con el sumide-ro de la columna despojadora sirviendo como alimen-tación para el Recuperador.

El recalentador del despojador (Rehervidor), esun intercambiador de calor horizontal, de circulaciónnatural. El vapor saturado a baja presión (3,8 barg) ya 150°C es utilizado como el medio de calentamientopara el recalentador. En el recalentador, una porciónde la solución es convertida en vapor. Los vaporesprincipalmente vapor de agua, viajan hacia arriba através de la columna. La combinación de calor y bajapresión revierte la reacción, y el vapor devuelve lareacción química entre el MDEA y los componentes

de gas ácido los despoja a ellos del solvente de ami-na. El vapor de despojamiento del recalentador está a124°C.

El gas ácido producido en el despojador y el va-por excedente salen de la columna por el tope paradirigirse al condensador de sobre la cabeza del des-pojador para condensar el reflujo. El líquido (principal-mente agua) es recuperado en el acumulador de re-flujo del despojador. El reflujo es bombeado de vueltaal tope de la columna despojadora de amina por lasbombas de reflujo del despojador bajo el control denivel desde el recipiente de reflujo del despojador.

El gas ácido del condensador se dirige para ali-mentar la Unidad Recuperadora de Azufre (SRU).Cuando el SRU no está operando el gas ácido es diri-gido hacia el mechurrio de gas ácido.

La amina caliente y ya pobre sale por el fondode la columna despojadora de amina y fluye hacia lasucción de las bombas de circulación de amina po-bre. La amina caliente entonces intercambia el caloren el intercambiador de calor de amina pobre/rica ypasa a acumularse en el tanque de abastecimientodonde además se realimenta al sistema por cualquierpérdida de amina detectada durante el proceso.

Antes de entrar al contactor de gas-ácido, laamina pobre enfriada es filtrada en dos etapas. En laprimera etapa, el 100% de la corriente de amina pasaa través del filtro mecánico de amina pobre, el cualremueve cualquier posible escama sólida (principal-


Figura 1. Esquema genérico de una planta de endulzamiento por aminas.

Fuente: Martínez (2005).

mente FeS) debajo de 10 micrones. En la segundaetapa, una parte de la corriente (el 10% del total de lacorriente) pasa entonces a través de dos filtros: el fil-tro de carbón de amina y el filtro de carbón fino.

El filtro de carbón de amina contiene 2 partes,una con elementos filtros de tipo cartucho rellenos decarbón activado y las otras dos con bolas de cerámi-ca, la cual remueve hidrocarburos y otras impurezasorgánicas en la corriente de amina. El filtro de carbónfino sigue al anterior para remover cualquier carbónfino que se haya arrastrado.

Composición del gas en el sistema

Se realizaron tomas de muestra en la unidad en-dulzadora GSU con la finalidad de ser analizada a tra-vés del método de cromatografía, estos resultados seobservan en la Tabla 1. Entre todos los componentes

de la mezcla es de gran importancia mencionar, re-saltar y analizar en especial los contaminantes comosulfuro de hidrógeno (H2S), dióxido de carbono (CO2),nitrógeno (N2) y vapor de agua (H2O), los cuales sepresentan la Figura 2.

DISCUSIÓN

Observando la figura 2 se aprecia que del mesde enero hasta septiembre del 2013, el contenido delos contaminantes ha tenido solo variaciones no per-manentes del tiempo; el H2S ha tenido un promediode 0,78%mol, el CO2 tuvo 2,50% mol, para el N2 esde 0,33%mol y para el vapor de H2O se ubica en 3,11mg/l, por lo que se deduce que no existe ningunadesviación significativa superior o inferior al promedioa lo largo del periodo estudiado.


Tabla 1. Cromatografías mensuales del gas producido en el Campo Urdaneta Oste

Resultados(%) Molar

Fechas

17/01/2013 28/02/2013 26/03/2013 16/04/2013 08/05/2013 10/06/2013 08/07/2013 16/08/2013 17/09/2013

H2S 0,8 1,15 0,6 0,6 0,6 0,6 0,7 0,8 0,8

CO2 4,0236 2,0978 2,0965 2,3052 2,3821 1,9292 2,0337 3,2851 2,3051

N2 0,3767 0,2826 0,2777 0,1909 0,2543 0,2076 0,2433 0,9264 0,2335

C1 54,6081 58,6664 60,7167 63,8109 61,9003 58,2907 60,652 70,2133 71,7337

C2 16,9509 16,3147 15,3767 14,6618 15,1209 14,9021 15,6118 13,761 10,9012

C3 14,6277 13,9707 13,3913 11,832 12,9609 14,1829 13,3697 7,2111 8,9316

i-C4 1,8448 1,7471 1,7176 1,4068 1,5482 2,0379 1,6839 0,7038 1,1506

n-C4 4,4579 3,6907 3,7219 3,0813 3,2733 4,6303 3,6326 1,4716 2,4222

i-C5 0,8421 0,7989 0,7938 0,7121 0,6921 1,1029 0,7829 0,3937 0,5271

n-C5 0,8482 0,7621 0,753 0,6949 0,6608 1,0993 0,7441 0,4309 0,5112

C6 0,2553 0,2322 0,3578 0,3915 0,3387 0,5803 0,3466 0,344 0,2576

C7 0,2436 0,1691 0,1101 0,1467 0,1143 0,217 0,0961 0,1683 0,068

C8 0,077 0,0795 0,0553 0,1138 0,0815 0,1162 0,0513 0,153 0,0586

C9 0,0226 0,0227 0,0223 0,0359 0,0362 0,079 0,042 0,1334 0,0803

C10 0,0121 0,0085 0,0061 0,0104 0,022 0,0172 0,0061 0,0023 0,0181

C11+ 0,0091 0,0071 0,0032 0,0059 0,0142 0,0074 0,004 0,0022 0,0013

H2O vapor(mg/l) 4 3 4 5 2 2 2 4 2

H2S (ppm) 8000 115000 6000 6000 6000 6000 7000 8000 8000

Factor Zdel Gas 0,961 0,968 0,962 0,967 0,965 0,961 0,967 0,974 0,974

ValorCalorífico

Neto(Btu/PCN

de gasSeco) 1397 1375 1494 1446 1467 1435 1360 1170 1211

Fuente: Petroregional del Lago S.A (2013).

De los análisis realizados a la planta y a susequipos, al evaluar sus condiciones diseño y la pro-ducción actual se encontró que la misma está operan-do con una capacidad muy por debajo para la cualfue diseñada.

La planta de amina fue instalada para manejarun flujo de gas igual a 32 MMPCND, operando a sutotal capacidad. Para el año 1997 aproximadamenteoperaba a un 45,6% manejando un flujo promedio de14,8 MMPCND; el flujo de gas no podía ser incremen-tado por encima de este valor, pues la planta presen-taba problemas de formación de espuma. Estudiandola tasa de circulación de la amina en el proceso seencontró que la sala de control de la plataforma prin-cipal de producción (PPP) enviaba un flujo de 45,2gmp de amina, mientras que utilizando la fórmula pro-puesta por la GAS/SPEC SS-3, se determinó queéste debe ser de 66 gpm, a las condiciones en lascuales se encontraba operando. Además, la solucióntenía una concentración de aproximadamente 24%,cuando en realidad debió tener 47% en peso o por lomenos un valor muy cercano a éste, con la finalidad

de evitar el aumento de la tasa de circulación del sol-vente y un mayor consumo de energía en el Rehervi-dor. Esto confirmó que la planta estaba operando conun flujo menor al que en realidad debía tenerse, locual trajo como consecuencia altas cargas de ácidosulfhídrico (H2S) en la solución y corrosión en las tu-berías y equipos, y esto a su vez ocasionó la contami-nación de la solución y, por ende, la formación de es-puma.

Los contaminantes del solvente pueden ser sóli-dos o líquidos orgánicos o inorgánicos; dichos conta-minantes pueden producir corrosión o problemas ope-racionales, si no son controlados a tiempo. Algunosde los contaminantes principales se señalan a conti-nuación:

– Sales de aminas térmicamente estables(SATE): Son formadas por la reacción entre laamina activa y un contaminante fuertementeácido (como el SO2). La sal así formada, ge-neralmente inerte, no puede ser regeneradatérmicamente en el regenerador, y por ello re-duce la concentración de amina activa dispo-


Figura 2. Valoración mensual de los porcentajes molares de contaminantes del gas naturalen el Campo Urdaneta Oeste durante el 2013.

Fuente: Ávila, López y Yépez (2013).

nible para remover gases ácidos. Puedenconsiderarse como excesivas las concentra-ciones de SATE que sobrepasen el 5% enpeso (Campbell, 1994; Gas ProcessorsSuppliers Associations, 1998).

– Cloruros: En cualquier sistema, las cantidadesexcesivas de cloruros pueden ocasionar pro-blemas severos de corrosión. El nivel de cloru-ros en el sistema debe ser comprobado por lomenos trimestralmente, y deben tomarse lasmedidas correctivas antes de que este nivel al-cance los 100 ppm (Campbell, 1994; Gas Pro-cessors Suppliers Associations, 1998).

– Hidrocarburos Líquidos: Con frecuencia di-chos hidrocarburos son la raíz de problemasde formación de espuma en sistemas de trata-miento del gas natural. Inicialmente, puede re-comendarse un antiespumante como un re-medio temporal, hasta que la fuente de la con-taminación sea localizada y sean tomadas lasmedidas correspondientes.

– Partículas: La materia extraña sólida en la so-lución puede conducir al taponamiento del sis-tema y también puede promover o estabilizarcualquier tendencia existente a la formación deespuma. La adecuada filtración, es necesariapara el buen mantenimiento del solvente.

La desviación operacional más importante o laque ha generado mayor curiosidad en la planta de en-dulzamiento ha sido la alta temperatura en la que salela amina de los intercambiadores de calor hacia la to-rre absorbedora. El principal intercambiador de laplanta es el denominado amina rica/amina pobre,introduce ahorros energéticos apreciables.

Tiene como factor limitante la temperatura máxi-ma de la amina rica, la cual no debe desprender ga-ses ácidos antes de entrar al regenerador. Un segun-do intercambiador de calor normalmente es necesariopara llevar la solución pobre a la temperatura mínimaque sea posible, generalmente 5°C por encima de latemperatura del gas de alimentación. Sucede que laamina pobre está muy por encima del valor recomen-dado, lo cual genera la pérdida de amina por evapo-ración, esto se debe a que inicialmente los intercam-biadores fueron diseñados para un tipo de amina queno estaba reformulada y cuando se comenzó a utilizarla amina GAS/SPEC SS-3, no se realizaron modifica-ciones en los intercambiadores de calor, generándoseasí esta deficiencia en la planta de endulzamiento de-bido a que la amina GAS/SPEC SS-3 necesita menostemperatura al entrar en contacto con la corriente dealimentación en la torre contactora.

Además de esto, se suma la problemática de laalta temperatura en la que es llevada la amina

GAS/SPEC SS-3 a su regeneración debido a que elrecalentador de la torre regeneradora también se di-señó originalmente para aminas no reformulada quenecesitaba mucha más energía para desprender losgases ácidos.

Portafolio de oportunidades que permitaoptimizar el proceso de endulzamiento delgas ácido asociado al crudo del CampoUrdaneta Oeste en el Lago de Maracaibo.

El análisis de los parámetros que afectan elcomportamiento de una planta de aminas permitió lo-calizar las fallas que a menudo se presentan y, de talmanera, poder establecer un portafolio de oportunida-des que permitan optimizar el proceso de endulza-miento del gas acido asociado al crudo de Campo Ur-daneta Oeste del lago de Maracaibo.

Las pérdidas de amina pueden ser un problemaoperacional serio y costoso. Estas pérdidas normalmen-te se deben a varios factores entre los que se encuen-tran: arrastre de solución tanto en el absorbedor comoen el vapor del tanque de venteo cuando se forma es-puma; vaporización de la amina en el regenerador; de-rrames operacionales y trabajos de limpieza mal he-chos.

Principalmente, se necesita establecer una ade-cuada regeneración de amina, ya que una adecuada re-generación es un paso importante para tener una ope-ración libre de inconvenientes. La regeneración de lasolución de amina permite la remoción de los contami-nantes que pudieron promover la formación de espuma.

Estos contaminantes pueden ser una multitudde compuestos, tales como: químicos para tratamien-to de pozo; inhibidores orgánicos de corrosión; sur-factantes; sulfuro ferroso; productos ácidos de la de-gradación de las aminas; aceite de compresores, en-tre otros. A éste ultimo contaminante mencionado(aceite de compresores), hay que prestarle muchaatención, pues pudo darse el caso que el gas quesale de los compresores y por ende el que entra alproceso de endulzamiento, lleva consigo arrastre deaceite, por ello la filtración usando carbón es altamen-te recomendada siempre y cuando se mantenga untiempo de contacto de 20 minutos entre la solución deamina y el carbón activado, así como la velocidad su-perficial en un rango de 2 a 10 gpm por pie cuadradode área seccional (Martínez, 2005).

Regular el caudal de gas o el paso del gas porlos equipos es muy importante debido a que se puedegenerar formación de espuma que normalmente escausada por la velocidad muy alta del gas y de los lí-quidos a través de los equipos. Actualmente, el malestado de los separadores de producción en la plata-


forma principal de producción, conlleva a que noestén funcionando a su total capacidad debido a quepresentan fallas por falta de mantenimiento; a esto sesuma que la columna de destilación (C-102 en la Fi-gura 3) está fuera de servicio, la cual se encarga dedestilar el agua que se encuentra en la corriente degas; por lo tanto, el caudal de gas que llega a la GSUtiene gran contenido de agua; sin embargo, éste entrainicialmente en un tanque separador el cual está en-cargado de remover líquidos o partículas que se pue-dan encontrar en el caudal de gas, pero no tiene lacapacidad para remover en su totalidad el agua quepueda encontrarse por lo cual puede existir arrastrede vapor de agua y pueda generarse así la formaciónde espuma. Una de las mejores formas de detectar laformación de espuma es usar una celda de presióndiferencial en el absorbedor y en el regenerador.

Adicionalmente a lo ya mencionado, se sugiere elmantenimiento a los filtros de la torre contactora ya quela cantidad de partículas contenidas en la solución varíacon el tipo de gas ácido que entra al absorbedor.

Si la formación de partículas es severa se pue-den utilizar diferentes tipos de filtros para limpiar lasolución. No obstante, en cualquiera de los casos, elfiltro debe ser vigilado cuidadosamente y los elemen-tos deben ser remplazados o limpiados cuando se sa-turen con las partículas.

La contaminación de un filtro normalmente sedetecta con el diferencial de presión a través del mis-mo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una caí-da de presión de 1 a 2 barg. Cuando se tapa, la caídade presión aumenta. Si la caída de presión excede a7-10 barg, el elemento del filtro colapsará y quedarácompletamente inactivo. Como consecuencia, los ele-


Figura 3. Esquema del flujo de plataforma principal de producción.

Fuente: Petroregional del Lago (2013).

mentos del filtro deberán ser limpiados y/o remplaza-dos cuando la caída de presión se acerque a la ciframáxima recomendada por el fabricante.

Se evidenció, que lamentablemente la unidadrecuperadora de azufre (SRU en la Figura 3) no estáen funcionamiento debido a que ya cumplió su perio-do de vida útil, la cual estaba estipulada para 10años; pasados estos 10 años no se planificó la susti-tución del SRU, en el cual debido a la cantidad deH2S y al vapor de agua que concentra en estos equi-pos, se produjo corrosión, de tal manera que era peli-groso operar el equipo por lo cual se decidió, por me-didas de seguridad, detener los trabajos en esa uni-dad en el 2007 y hasta la presente fecha se evalúa laposibilidad de sustituir la unidad. Desde su parada enel 2007, se le han realizado algunas actividades demantenimiento mayor pero no han dado resultadostan eficientes como para reiniciarla y colocarla nueva-mente en funcionamiento. Por lo tanto, el H2S quesale de la planta de endulzamiento está siendo que-mado lo cual genera problemas ambientales y pérdi-das económicas, ya se encuentra en los planes dePDVSA la reactivación de la unidad recuperadora deazufre (SRU) finales del año 2014.

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