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DEPARTAMENTO DE PROCESOS N 903-P3100-P09-GUD-048 Rev. 1

GUA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

903-P3100-P09-GUD-048.DOC/18/10/2006/AA/ 1 de 29 INEDON

FECHA OBJETOELABORIniciales

REVISIniciales

APROBIniciales/Cargo

OCT.06 Revisin General AA ABA ABA/GDP


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n d i c e

Pgina

1. INTRODUCCIN.................................................................................................... 32. OBJETIVOS ........................................................................................................... 33. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA................................................34. ACRNIMOS Y SIGLAS ........................................................................................ 45. DEFINICIONES GENERALES ............................................................................... 46. CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL...........................................................76.1. Agua ....................................................................................................................... 76.1.1. Corrosin Debido a la Presencia de CO2 ...............................................................86.1.2. Corrosin Debido a la Presencia de H2S................................................................96.1.3. Formacin de Hidratos ......................................................................................... 106.1.4. Procesos para la Deshidratacin del Gas.............................................................106.1.5. Procesos para el Endulzamiento del Gas.............................................................136.2. Hidrocarburos Lquidos......................................................................................... 186.3. Compuestos de Azufre ......................................................................................... 246.3.1. Sulfuro de Hidrgeno (H2S).................................................................................. 246.3.2. Sulfuro de Carbonilo (COS).................................................................................. 256.3.3.

Mercaptanos (RSH) .............................................................................................. 25

6.4. Dixido de Carbono (CO2).................................................................................... 266.5. Oxgeno (O2)......................................................................................................... 266.6. Hidrgeno (H2) y Monxido de Carbono (CO) ......................................................266.7. Partculas Slidas................................................................................................. 266.8. Mercurio................................................................................................................ 277. EJEMPLO DE LA COMPOSICIN DEL GAS DE VENTA PARA TRANSPORTE

EN GASODUCTOS .............................................................................................. 277.1. Composicin......................................................................................................... 277.2. Temperatura de Punto de Roco de Hidrocarburos ..............................................287.3. Densidad Relativa................................................................................................. 287.4. Metanol................................................................................................................. 288. REFERENCIAS.................................................................................................... 28


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1. INTRODUCCIN

El gas natural (asociado o no asociado) contiene contaminantes, los cuales sonremovidos para obtener una composicin que cumpla con los parmetros decalidad requeridos para el uso del gas.

2. OBJETIVOS

El objetivo principal de este INEDON es suministrar informacin sobre:

Las definiciones generales que aplican al uso y tratamiento del gasnatural.

Los contaminantes presentes en gas natural y sus efectos sobre losequipos, las lneas y las instalaciones en general.

Los procesos para la remocin de los contaminantes.

Un ejemplo de las especificaciones requeridas para la aceptacin del gasde venta y para transporte en gasoductos.

3. INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA

Lista de las Instrucciones de Trabajo relacionadas con este INEDON:

903-P3100-P09-GUD-050 Gua sobre flujo crtico para fluidoscompresibles

903-P3100-P09-GUD-054 Gua para seleccin de materiales deconstruccin

903-P3100-P09-REF-059 Acondicionamiento de gas combustible entrenes de compresin

903-P3100-P09-REF-062 Estudio conceptual de alternativas para elacondicionamiento de gas de campos deproduccin localizados en el oriente deVenezuela

903-P3100-P09-GUD-063 Lineamientos para la evaluacin de los hidratosde gas
http://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-050.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-054.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-TEC-059.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-TEC-062.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-063.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-063.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-TEC-062.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-TEC-059.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-054.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-050.pdf


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4. ACRNIMOS Y SIGLAS

API American Petroleum InstituteCOVENIN Comisin Venezolana de Normas IndustrialesDEA DietanolaminaDEG Dietileno glicolDGA DiglicolaminaGPSA Gas Processors Suppliers AssociationINEDON Inelectra documento normalizadoJT Efecto Joule-ThomsonMDEA MetildietanolaminaMEA MonoetanolaminaMEG Monoetileno glicolNACE National Association of Corrosion EngineersPDVSA Petrleos de Venezuela, S. A.RSH MercaptanosSSC Sulfide Stress CrackingTEA TrietanolaminaTEG Trietileno glicolTREG Tetraetilieno glicol

5. DEFINICIONES GENERALES

Las siguientes definiciones generales son usadas comnmente en la industriadel gas, algunas no son usadas en este INEDON.

I. Calor Total de Combustin o Poder Calorfico Total (Higher [Gross]Heating Value, HHV)

Es el calor total obtenido de la combustin de un carburante a 15,56 C(60 F). El valor incluye el calor latente de vaporizacin del agua formadapor la combustin del hidrgeno en el carburante. El HHV puede serexpresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/m3 (BTU/ft3), las unidades de

volumen de gas son a condiciones estndar o normales.

II. Calor Neto de Combustin o Poder Calorfico Neto (Lower [Net] HeatingValue, LHV)

Es el calor neto obtenido del calor total de combustin menos el calorlatente de vaporizacin del agua formada por la combustin del hidrgenoen el carburante. El LHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o enkJ/m3 (BTU/ft3), las unidades de volumen de gas son a condicionesestndar o normales.


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III. Condiciones Estndar y Normales (Standard, Normal Conditions)

Presin y temperatura base para la especificacin del volumen de gas, losvalores tpicos son:

Condicin Presin Temperatura

[bar] [psi] [C] [F]

Estndar 15,56 60,00

Normal

1 atmsferaestndar

1,01325 14,69590,00 32,00

ImportanteLas condiciones estndar o normales, para el volumen degases o lquidos, estn definidas en las Bases de Diseode cada Proyecto.

IV. Densidad Relativa(Relative Density)

Ver Gravedad Especfica.V. Efecto o Expansin Joule-Thomson (Joule-Thomson Effect or Expansion)

Cambio de la temperatura de un fluido, el cual ocurre cuando ste esexpandido a entalpa constante desde una alta presin hasta otra msbaja, se define como:

=Pa

K

P

T

hJ

Si el coeficiente es positivo, el fluido se enfra al expandirse y si esnegativo, se calienta. El efecto es de enfriamiento para la mayora de losgases, excepto el hidrgeno y el helio.

VI. Gas cido (Sour Gas)

Gas que contiene cantidades no deseadas de CO2, H2S o RSH.

VII. Gas Dulce (Sweet Gas)

Gas que contiene cantidades por debajo del lmite de CO2, H2S o RSH.Tambin es el gas que se obtiene de la unidad de endulzamiento.


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VIII. Gas Hmedo (Wet Gas)

(1) Un gas que contiene agua o no ha sido deshidratado. (2) Trmino queequivale a un gas rico, es decir con cierta cantidad de hidrocarburospesados y recuperables.

IX. Gas Natural Asociado (Associated Natural Gas)

Gas natural presente en reservorios de petrleo. El gas es extrado juntocon el petrleo, luego separado y procesado.

X. Gas Natural No Asociado(Non-Associated Natural Gas)

Gas natural extrado de reservorios donde no hay petrleo.

XI. Gravedad Especfica del Gas(Gas Specific Gravity)

Relacin entre la densidad del gas y la densidad del aire, ambas a lasmismas condiciones de presin y temperatura:

std,aire

std,gasgasSG

=

Segn la ecuacin anterior, SGaire= 1.XII. Nmero o ndice Wobbe(Wobbe Number or Index)

Valor de medicin de cunto calor puede liberar un gas cuando esquemado. El Nmero Wobbe es calculado dividiendo el poder calorficototal (HHV) entre la raz cuadrada de la gravedad especfica del gas(SGgas):

gasSG

HHV

Wobbe=

XIII. Punto de Roco de Hidrocarburo (Hydrocarbon Dew Point)

Temperatura a una presin definida, o la presin a una temperaturadefinida, a la cual el gas est saturado con hidrocarburos pesados. Ladisminucin de la temperatura o el aumento de la presin originan lacondensacin de hidrocarburos.


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XIV. Punto de Roco del Agua (Water Dew Point)

Temperatura a una presin definida, o la presin a una temperaturadefinida, a la cual el gas est saturado con agua. La disminucin de latemperatura o el aumento de la presin originan la formacin de agualibre.

6. CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

Figura 1. Esquema con los contaminantes del gas natural y los procesos detratamiento descritos en este INEDON.

6.1. Agua

El agua contenida en el gas natural en estado de vapor puede tener dosorgenes:

A) Debido a la presencia de agua libre en los reservorios de hidrocarburos.A las condiciones del reservorio (presin y temperatura) el gas naturalsiempre est saturado con agua.

CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

Agua

Hidrocarburoslquidos

Compuestos deazufre

Dixido decarbono

Oxgeno

Hidrgeno yMonxido de

carbono

Partculasslidas

Mercurio

Presencia deCO2

Presencia deH2S

Deshidratacindel gas*

Endulzamientodel gas*

Sulfuro dehidrgeno

Sulfuro decarbonilo

Mercaptanos

* Procesos de tratamiento


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B) Debido a la contaminacin accidental. Por ejemplo, la evaporacin deagua que no ha sido removida correctamente de un equipo o una lneadespus de una prueba hidrosttica.

El agua presente en el gas en estado de vapor no representa ningn problemamientras que la concentracin permanezca por debajo de los niveles desaturacin (punto de roco del agua). De lo contrario se forma agua libre, la cualcausa problemas de corrosin y posibles problemas debidos a la formacin dehidratos. Los puntos propicios para la condensacin de agua son donde ocurreuna disminucin de la temperatura, por ejemplo las vlvulas reductoras depresin, vlvulas de estrangulacin de flujo (en ingls: choke), tramos largos delas lneas y cruces de ros.

6.1.1. Corrosin Debido a la Presencia de CO2

El agua libre combinada con dixido de carbono (CO2) presente en el gas,forma cido carbnico (H2CO3):

CO2 + H2O H2CO3

El cido carbnico causa la reduccin del pH del agua (corrosin dulce), lacual es muy corrosiva para el acero de las tuberas y de los equipos.

Adicionalmente, el cido carbnico ataca el hierro, formando bicarbonato dehierro, el cual es soluble en agua. Bajo ciertas circunstancias, el cidocarbnico puede originar la formacin de agujeros en las tuberas en pocotiempo, meses o incluso semanas.

La presin parcial de CO2puede ser determinada de la siguiente forma:

PCO2= Presin total [unidad de presin absoluta] x fraccin molar de CO2

Ejemplo: un reservorio con una presin de 3500 psia y un gas con 2 % molar deCO2, tiene una presin parcial de CO2= 3500 x 0,02 = 70 psia.

La presin parcial de CO2es usada como referencia para predecir la corrosin.Los lmites usados normalmente son:

PCO2 > 30 psia indica usualmente una condicin de corrosin

30 PCO2 3 psia indica que puede existir corrosin

PCO2 < 3 psia se considera no corrosivo


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El agua salada, usualmente producida en los pozos, contiene mineralesdisueltos y los lmites indicados anteriormente no aplican siempre. Sinembargo, la corrosin est casi siempre presente cuando hay altos contenidosde CO2. Por tal motivo la aproximacin a travs de la presin parcial es unabuena referencia.

La NACE ha realizado publicaciones en donde se indica cmo determinar latasa de corrosin debido a la presencia de CO2para gases saturados con aguapor medio de la ecuacin De Waard-Millams [3]:

)log(670273

171085)log( 2COcorr P,T,V ++=

Donde:

log(Vcorr) logaritmo en base 10 de la velocidad de corrosin [mm/ao]T temperatura del gas [C]PCO2 presin parcial de CO2[bar absolutos]

El valor calculado de Vcorr puede permitir estimar la vida til de una tuberacuando se compara con el valor de corrosin permitida, este ltimo valor

equivale usualmente a un ao de operacin.Es de resaltar que en algunos foros de ingeniera se ha informado que laecuacin tiende a sobre estimar la tasa de corrosin de 30 % a 50 %; por talmotivo la ecuacin es usada con buen criterio:

Otro modelo para calcular la corrosin por CO2 est descrito en el NORSOKSTD M-506 [8], el cual es ampliamente usado en la industria.

6.1.2. Corrosin Debido a la Presencia de H2S

El sulfuro de hidrgeno (H2S) contenido en el gas, no afecta las instalaciones

desde el punto de vista de corrosin; pero se convierte en un elemento muycorrosivo en presencia de agua libre. La severidad de la corrosin puedeaumentar si el gas contiene oxgeno y dixido de carbono. En general, gasescon una relacin alta de contenido de H2S/CO2, son menos corrosivos quegases con una relacin baja de contenido de H2S/CO2. El mecanismo generalde la corrosin por H2S se pude simplificar de la siguiente forma:

H2S + Fe + H2O FeSx + 2H2


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De la misma forma que el hierro es usado en este ejemplo, reaccionan otrosmetales y producen sulfuros metlicos. El sulfuro de hierro producido durante lareaccin, generalmente, se adhiere a las paredes internas de las tuberas yequipos como un polvo negro o escama. Las escamas tienden a causar lossiguientes fenmenos:

Una aceleracin local de la corrosin debido a que el sulfuro de hierroes catdico con el acero.

Las escamas se adhieren a la pared de la tubera, brindando cierta

proteccin a ms corrosin; pero, eventualmente, es desplazado porefectos erosivos, exponiendo el metal fresco a ms corrosin.

Adicionalmente, el hidrgeno formado en la reaccin anterior, penetra en elacero donde es absorbido produciendo una fragilizacin del acero lo cual puedeproducir fracturas del mismo, este fenmeno es conocido como Sulfide StressCracking (SSC, por sus siglas en ingls). La Gua para Seleccin deMateriales de Construccin, INEDON 903-P3100-P09-GUD-54, contiene msinformacin sobre la SSC.

La NACE International StandardMR0175/ISO 15156 [7]establece la severidadde un medio cido en funcin de la presin parcial de H2S y el pH in situ. Esimportante resaltar que la NACE MR0175 tiene dos maneras para calcular lapresin parcial del H2S; una cuando existe una fase gaseosa y otra cuando soloexiste la fase de lquido, esta ltima considera la presin de punto de burbujapara obtener el contenido de H2S que coexistira en una fase gaseosa enequilibrio con el lquido. Revisar el NACE MR0175 [7]para ms detalles.

6.1.3. Formacin de Hidratos

El INEDON 903-P3100-P09-GUD-063, Lineamientos para la evaluacin de loshidratos de gas, contiene la informacin sobre la formacin de los hidratos degas natural.

6.1.4. Procesos para la Deshidratacin del Gas

Los problemas de corrosin descritos anteriormente se pueden evitarremoviendo el vapor de agua contenido en el gas o eliminando el contaminante.

A continuacin se listan varios procesos de remocin de agua o deshidratacindel gas.
http://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-054.pdfhttp://ineweb/k3100proceso/Manual%20del%20Ingeniero/Inedones/903-P3100-P09-GUD-054.pdf


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A) Sistemas de Deshidratacin con Glicol:

Los sistemas de deshidratacin de gas con glicol son muy usados porla simplicidad de la operacin y el mantenimiento. Los tipos de glicolusados pueden ser dietileno glicol (DEG), trietileno glicol (TEG) ytetraetileno glicol (TREG), pero el TEG es el ms comn. El procesoest basado en la absorcin del vapor de agua por medio del glicol,generalmente en una columna de contacto. El glicol rico es enviado auna unidad de regeneracin para su reuso como glicol pobre. La Figura2muestra el esquema tpico de una unidad de glicol.

Actualmente existen procesos mejorados de regeneracin de glicol,como el DRIZZO [4], [5], COLDFINGER [5], CLEANOL+ [5],DRIGAS [4], ECOTEG [4], etc. Para ms informacin consultar lasReferencias [4]y [5].

B) Deshidratacin con desecantes slidos:

La deshidratacin con desecantes slidos es generalmente mscostosa de operar que los sistemas de glicol; pero es muy usadocuando se requiere un secado del gas para su uso en plantas queoperan a temperaturas criognicas. Los desecantes comercialespuedes ser:

Geles de almina o silicatos. Almina proveniente de xido de aluminio. Tamices moleculares constituidos por silicatos de aluminio.

Al igual que el glicol, los desecantes slidos indicados anteriormenteson regenerables.

En plantas con operacin a temperaturas criognicas, es frecuenteencontrar una deshidratacin primaria con glicol, para luego empleardesecantes slidos. Esta combinacin permite disminuir el tamao y/ocantidad de los equipos, y tambin los costos, en la seccin condesecantes slidos.

C) Deshidratacin por permeacin en membranas:

La permeacin del gas es el transporte de las molculas del gas atravs de una delgada lmina de algn tipo de polmero, desde unaregin de alta presin hasta una de baja presin. La permeacin estbasada en el hecho que diferentes molculas pasan a travs de un


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determinado medio poroso (ej. un polmero) a diferentes velocidadesdebido a los diferentes valores de difusividad y de solubilidad.

Figura 2. Esquema tpico para unidades de deshidratacin con glicol.

Descripcin del proceso (Figura 2). El gas hmedo entra a la ColumnaContactora, en donde hace contacto con el glicol pobre, el cual adsorbe elvapor de agua del gas. El gas seco deja la Columna Contactora por el tope. Elglicol rico (en agua e hidrocarburos disueltos) pasa de la columna hacia uncondensador de reflujo ubicado en la chimenea del Regenerador de Glicol y deall hacia el Intercambiador de Glicol Rico/Pobre, usualmente los dosintercambiadores mostrados en el esquema se encuentran integrados. El glicolrico precalentado entra al Tambor de Expansin para liberar hidrocarburos quehayan sido absorbidos por el glicol. A la salida del Tambor de Expansin, elglicol rico pasa primero por filtros para remover hidrocarburos y luego hacia lasegunda etapa del Intercambiador de Glicol Rico/Pobre, para finalmente entraral Regenerador de Glicol. En el regenerador se realiza el despojamiento delagua por medio de altas temperaturas y ayudado con un flujo de gas inyectado

Filtros

ColumnaContactora

Intercambiadoresde Glicol

Rico/Pobre

Enfriador deglicol pobre(aire o agua)

Gas Seco

Gasexpandido

GasHmedo

Lquidosen el gas

Tambor dealmacenamiento

Tambor deExpansin

Vapor deAgua

Gas paradespojamiento

Regenerador(Rehervidor) de

Glicol

Seccin deDespojamiento


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en la Seccin de Despojamiento. El glicol pobre deja el Regenerador de Glicolpara ser enfriado en el Intercambiador de Glicol Rico/Pobre y luego en otroenfriador para entrar con una diferencia de 6 C (10 F) por encima de latemperatura de gas de alimentacin, esto con el fin de mantenerse por encimadel punto de roco de hidrocarburo.

6.1.5. Procesos para el Endulzamiento del Gas

Como se indic anteriormente, otra opcin para eliminar problemas decorrosin es la eliminacin de contaminantes que junto al agua producencorrosin. Sin embargo, la deshidratacin es el mtodo ms adecuado, dadoque el agua libre o en punto de saturacin sin la presencia de otroscontaminantes, produce corrosin. Los siguientes procesos son principalmenteusados para obtener valores de contaminantes (CO2, H2S, etc.) dentro de lasnormas requeridas para transporte y venta de gas natural.

Los procesos para endulzamiento del gas natural se clasifican en:

A) Absorcin qumica.

a) Soluciones de aminas: Remocin de H2S y/o CO2de una corriente de gas por medio

de una reaccin con un material en una solucin. La reaccin puede ser reversible, en donde el H2S y/o CO2son

removidos en una contactora a una presin alta y/o bajatemperatura; y la reaccin se revierte a baja presin y/o altatemperatura en la columna de despojamiento.

En reacciones irreversibles la solucin es repuesta cada ciertotiempo.

Tipos de aminas ms usadas: MEA (monoetanolamina), DEA(dietanolamina), DGA (diglicolamina), MDEA(metildietanolamina), TEA (trietanolamina).

Licenciantes de unidades paquete: NatcoGroup, Lurgi Oel GasChemie GmbH, UOP LLC, GasTech, Propak Systems, ShellGlobal Solutions International B. V.

Suplidores de soluciones de aminas: BASF AG, Shell GlobalSolutions International B. V., DOW Chemical.

La Figura 3 muestra un proceso tpico de endulzamiento con unasolucin de aminas.


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b) Soluciones custicas: Lavado del gas con NaOH, K2CO3, etc. para remocin de H2S,

CO2, CS2y mercaptanos (RSH). La solucin puede ser regenerable. Licenciantes de unidades paquete: UOP LLC (Benfield

Process), Advantica Technologies Ltd, Merichem Company.

Figura 3. Esquema tpico para unidades de endulzamiento con soluciones deaminas.

Descripcin del proceso (Figura 3). El gas cido de alimentacin entra alAbsorbedor en donde realiza un contacto con la solucin de amina, el gas fluyede abajo hacia arriba en la columna. Los componentes cidos del gas dealimentacin reaccionan para formar una sal regenerable. En la medida que elgas fluye en el Absorbedor, ms componentes cidos reaccionan con la amina.El gas dulce deja el Absorbedor por el tope, y se encuentra saturado en agua.La amina rica fluye del Absorbedor hacia un Tambor de Expansin, en dondese remueven hidrocarburos absorbidos por la amina. Del Tambor deExpansin, la solucin rica pasa a travs del Intercambiador de AminaRica/Pobre en donde absorbe calor de la solucin pobre. La amina ricacalentada entra a la Columna de Despojamiento. Mientras que la solucin fluyehacia el fondo de la columna, se liberan CO2y H2S. La solucin de amina dejala Columna de Despojamiento hacia el Intercambiador de Amina Rica/Pobre,para reducir la temperatura de la amina pobre hasta aproximadamente 6 C

Absorbedor

Tambor deexpansin

Enfriador deamina pobre(aire o agua)

Intercambiadorde Amina

Rica/Pobre

Tambor dereflujo

Rehervidor(vapor de agua oaceite caliente)

Columnade

despojamiento

Condensador(aire o agua)

Gas cido

Gas Dulce Gas cido

Gasexpandido

Filtros


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(10 F) por encima de la temperatura de gas de alimentacin, esto con el fin demantenerse por encima del punto de roco de hidrocarburo. El gas cidodespojado de la amina sale por el tope de la Columna de Despojamiento. Estegas pasa a travs de un Condensador y un Tambor de Reflujo para enfriar lasolucin y recobrar agua. El agua recobrada es usualmente retornada a laColumna de Despojamiento como reflujo.

B) Absorcin fsica.

a) Selexol: Uso de una solucin derivada de polietileno glicol para

remocin selectiva de H2S, COS y el grueso de CO2. Agua e hidrocarburos pesados son solubles en Selexol, con lo

cual se logra obtener un gas en especificacin del punto deroci de agua e hidrocarburos.

Licenciante/Suplidor: DOW Chemical Company.

b) Rectisol: En este proceso se usan metanol o solventes orgnicos a baja

temperatura para remocin de H2S, COS y CO2. Licenciante/Suplidor: Lurgi OelGasChemie GmbH y Linde AG.

Remocin de H2S y CO2con N-metil-2-pirrolidona (NMP). Licenciante/Suplidor: Lurgi OelGasChemie GmbH.

Ver la Referencia [5]para otros solventes.

C) Absorcin fsico-qumica.

Sulfinol: Uso de una mezcla de Sulfolane (solvente fsico), agua y una

alcanolamina (solvente qumico, DIPA o MDEA) para remocin de

H2S, CO2, COS y RSH. Licenciante/Suplidor: Shell Global Solutions International B. V.

D) Adsorcin.

Los procesos operan por ciclos (tipo batch) e incluyen la adsorcin decontaminantes y la regeneracin o el cambio del adsorbente.


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a) Iron sponge: El xido de hierro es usado para remocin de H2S y RSH. La

reaccin convierte el H2S y el hierro en sulfuro de hierro. El gas tiene que estar saturado con agua. Licenciante/Suplidor: Connelly-GPM, Inc.

b) Chemsweet: Uso de una mezcla de xido de zinc, acetato de zinc, agua y

otros compuestos para remocin de H2S. El H2S reacciona conel zinc formando sulfuro de zinc y agua.

Mercaptanos forman con el zinc, mercaptidos de zinc[Zn(OH)RH] los cuales forman un lodo y posiblemente causeproblemas de espuma.

Licenciante/Suplidor: NatcoGroup.

c) SulfaTreat: Absorbente para remocin de H2S el cual forma pirita, siendo

un material de fcil disposicin. El gas tiene que estar saturado con agua. Licenciante/Suplidor: SulfaTreat - A Business Unit of M-I

Swaco.

d) Puraspec: Absorbente para remocin de H2S y COS. Licenciante/Suplidor: Synetix.

e) Sulfur-Rite: Absorbente para remocin de H2S. Licenciante/Suplidor: Gas Technology Products LLC.

f) Membranas: La permeacin de gases se basa en el transporte de molculas

de gas a travs de un medio a base de polmero desde unaregin de alta presin a otra de baja presin. Las membranas son capaces de la remocin selectiva de H2S,

CO2, H2O y otros contaminantes (ej. agua). Los polmeros ms usados son celulosas de acetato, polimidas,

poliamidas, polisulfonas, policarbonatos y polieteramidas. Licenciantes de unidades paquetes: NatcoGroup, Kvaerner,

UOP LLC.


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La referencia [5] muestra informacin adicional sobre los procesos descritosanteriormente, y tambin sobre otros procesos para endulzamiento de gas, porejemplo con el uso de celtos de hierro (LO-CAT, SulFerox, etc.).

Figura 4. Esquema de una unidad de membranas (Kvaerner ProcessSystems US).

Descripcin del Proceso (Figura 4). El gas de alimentacin entra al FiltroCoalescedor en donde se capturan aerosoles y partculas mayores de 1 m a3 m. Luego el gas es sobrecalentado en un Calentador de Fuego Indirecto atravs de una solucin de agua/glicol. El sobrecalentamiento evita lacondensacin de agua o hidrocarburos pesados en los Bancos de Membranas.

Al salir del Calentador, el gas pasa al Lecho de Guarda donde se adsorbe glicolo aceites de lubricacin en un lecho de carbn activado. El Filtro de Pulido sirve

para remover las partculas de carbn activado que pueda arrastrar el gas.Finalmente, el gas entra en los Bancos de Membranas para endulzamiento ydependiendo del diseo tambin puede se deshidratado. Los productos de lasmembranas son el gas dulce (residuo) y el gas permeado (cido). Las prdidasde hidrocarburos pueden ser reducidas si el permeado pasado por unasegunda etapa de permeacin, donde es comprimido y pasado a travs de unbanco de membranas diseado para el alto contenido de componentes cidos.El residuo de la segunda etapa es mezclado con el gas que entra al primerBanco de Membranas.

FiltroCoalescedor

Gas deAl imentacin

Lecho deGuarda

Filtrode Pulido

Banco deMembranas

Calentador deFuego Indirecto

GasPermeado(cido)

Gas Dulce(Residuo)

Drenaje deLquidos

TC


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6.2. Hidrocarburos Lquidos

Los hidrocarburos pueden estar presentes en una lnea en estado lquidocuando las condiciones de transporte dan como resultado la expansin yenfriamiento del gas natural con contenido de hidrocarburos pesados,usualmente C5+.

Los hidrocarburos lquidos, que se forman del gas natural, son llamadoscondensados de hidrocarburo, o simplemente, condensados; algunas vecestambin gasolina natural. La tendencia de un gas natural para formarcondensados es caracterizado por el valor de su punto de roco dehidrocarburo; la cantidad de condensados producida depende de laconcentracin de los hidrocarburos pesados.

Los hidrocarburos pesados estn generalmente presentes en el gas natural;pero la presencia de hidrocarburos con C17 a C40 es usualmente debido a lacontaminacin del gas natural asociado al petrleo.

Los efectos de la presencia de condensados puede resumirse en:

Incremento de las prdidas por friccin en un gasoducto, por ende sereduce la capacidad de transporte.

En algunos casos se pueden producir acumulaciones de lquido quegeneran un flujo tipo tapn (slugs). Los tapones de lquido puedenproducir un efecto de martillo en las tuberas, lo cual afecta los anclajes dela tubera en los puntos de cambio de flujo (ej. codos y conexiones tipoT).

Si el flujo tipo tapn alcanza un volumen muy grande, se puede producir laobstruccin del separador de entrada, principalmente cuando su volumende retencin de lquido no est diseado para el flujo tipo tapn.

Si la velocidad del gas es muy elevada, los condensados se puedenencontrar en forma de pequeas gotas en el gas, tales gotas se mueventan rpido como el gas. Este fenmeno puede erosionar las paredesinternas, principalmente, de los accesorios de tuberas en donde seproduce un cambio de direccin.

Ensuciamiento y taponamiento de filtros.


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Deterioro de los sellos y membranas en equipos.

Acumulacin en los equipos de medicin.

El arrastre de los condensados hacia un quemador de gas tiene que ser evitadoa toda costa. Si el condensado no extingue la llama, esta se enciende y puedepropagarse.

Los productos lquidos del gas son agrupados segn su composicin de lasiguiente manera:

Gas Licuado de Petrleo, GLP (Liquefied Petroleum Gas, LPG).Principalmente propano y butano, mezclados o separados, los cuales sonmantenidos en estado lquido bajo presin en un recipiente.

Gas Natural Licuado, GNL(Liquefied Natural Gas, LNG).Porcin de hidrocarburos ligeros del gas natural, principalmente metano,que ha sido licuado.

Lquidos de Gas Natural, LGN (Natural Gas Liquids, NGL).Hidrocarburos licuados en las instalaciones de superficie o en las plantas

de procesamiento de gas. Los lquidos de gas natural incluyen etano,propano, butanos y gasolina natural.

Figura 5. Composicin simplificada de los productos lquidos del gas natural(adaptado de [5], [6]).

MetanoC1

EtanoC2

PropanoC3

HexanosBenzeno

C6

HeptanosToluenos

C7+

GNL (LNG)

LGN (NGL)

GLP (LPG)

Gasolina natural

Condensados estabilizados

Gas natural

iC4 nC4

Butanos

iC5 nC5

Pentanos


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Los procesos tpicos para la recuperacin de condensados son mostrados acontinuacin.

A) Recuperacin de condensados por medio de refrigeracin externa omecnica:

Un intercambiador para subenfriamiento (chiller) es usado en conjuntocon un ciclo de refrigeracin de (ej.) propano. Este tipo de esquema escomnmente utilizado para acondicionar el gas previo a su venta.

Figura 6. Esquema de la recuperacin de condensados con unrefrigerante.

Refrigerante

IntercambiadorGas-Gas

Chiller

Separador fro

Gas a venta

Lquidos aestabilizacin

Gas dealimentacin


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B) Recuperacin de condensados por expansin Joule-Thomson:

El efecto Joule-Thomson (JT) es tambin llamado auto refrigeracin. Eneste proceso se utiliza una vlvula que tumba bruscamente la presin(choke o vlvula-JT). La disminucin de la temperatura dependeprincipalmente de la cada de presin del gas (cerca de 0,3 C/bar[0,04 F/psi]). Este tipo de proceso se utiliza frecuentemente en elacondicionamiento de gas combustible.

El efecto J-T ofrece las siguientes ventajas sobre el turbo-expansor y elrefrigenerante [5]:

Flujos bajos de gas para recuperaciones modestas de etano.

El proceso puede ser diseado sin equipos rotativos.

Amplio rango de flujos.

Diseo y operacin simples.

Figura 7. Esquema de la recuperacin de condensados con unavlvula J-T.

Gas dealimentacin


Vlvula

Separador fro

Gas a venta



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C) Recuperacin de condensados por enfriamiento en una turbina deexpansin:

Una turbina de expansin origina un mayor descenso de la temperaturaque una expansin JT.

Figura 8. Esquema de la recuperacin de condensados con un turbo-expansor.

Gas dealimentacin


Turbina deexpansin

Separador fro

Gas a venta


(Opcional)


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D) Recuperacin de condensados por enfriamiento a alta velocidades:

El gas es expandido en el tubo tipo Laval [9] a alta velocidades(Nmero de Mach > 1)1, dando como resultado una baja temperatura.Los condensados (o el agua) forman gotas que se aglomeran paraformar gotas ms grandes, dichas gotas son centrifugadas a lasparedes del tubo. La recuperacin de presin a la salida del tubo, es de70 % a 80 % de la presin de entrada.

Figura 9. Esquema de la recuperacin de condensados con un tubo del tipoLaval.

1Ver la Gua sobre flujo crtico para fluidos compresibles, INEDON 903-P3100-P09-GUD-050,para ms informacin sobre fluidos a velocidades supersnicas.

Gas dealimentacin


Separador fro

Gas a venta



Tubo del tipoLaval


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6.3. Compuestos de Azufre

Los compuestos de azufre generalmente presentes en el gas natural son:

Sulfuro de hidrgeno (H2S)

Sulfuro de carbonilo (COS)

Mercaptanos (RSH)

Los compuestos de azufre no presentan problema en cuanto al transporte degas, mientras no se forme agua libre en las tuberas. Sin embargo, para laventa y el consumo existen varios requerimientos a respetar.

Vapores (o humo) de combustin de compuesto de azufre contienen dixido deazufre (SO2). Si esos vapores se enfran en la carcaza y chimenea de unrehervidor, pueden producir cido sulfrico y agua libre, dando como resultadouna corrosin severa del equipo. Si los vapores son enviados a la atmsfera,estos son un factor contaminante y contribuyen al aumento de la lluvia cida.La cantidad de SO2formado por combustin de compuestos de azufre dependedel contenido total que se queme y de las caractersticas del quemador.

6.3.1. Sulfuro de Hidrgeno (H2S)

H2S es bien conocido por su toxicidad y es fcilmente detectado en muy bajasconcentraciones (0,02 ppm vol.) por su olor a huevos podridos. Mientras mstiempo se inhale el gas con H2S, menos detectable es para el olfato humano, locual puede dar la impresin de que el H2S ha desaparecido; de esta maneraaumenta el peligro con altas concentraciones. El gas es daino, e inclusotxico, cuando la concentracin de H2S excede 20 ppm vol.

El Cuadro 1 muestra los efectos del H2S en funcin de su concentracin ytiempo de inhalacin. Los efectos varan de persona a persona.


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Cuadro 1. Efectos del H2S en funcin de su concentracin y los tiempos deinhalacin.

Concentracin deH2S

[ppm vol]

Tiempo deinhalacin

Efectos

10 Limite para inhalacinprolongada

50 100 1 hora Ligera irritacin de los ojosy las vas respiratorias

200 300 1 hora Fuerte irritacin de los

ojos y las vasrespiratoriasMxima concentracin quepuede ser inhaladadurante 1 hora

500 700 - 1 hora Prdida del conocimiento.Muerte

> 1000 pocos minutos Prdida del conocimiento.Muerte

6.3.2. Sulfuro de Carbonilo (COS)

La presencia de COS en gas natural puede ser originada, en algunos casos, ala deshidratacin del gas con tamices moleculares. La reaccin cataltica quecombina H2S con CO2, produce COS y agua.

H2S + CO2 COS + H2O

El agua es retenida por los tamices moleculares y el COS es arrastrado por elgas seco. Gases con alto contenido de H2S y de CO2pueden contener COS.

Uno de los efectos secundarios del COS es que produce H2S en la presencia

de agua, esta es la reaccin reversa a la descrita anteriormente.6.3.3. Mercaptanos (RSH)

En presencia de agua libre, los mercaptanos pueden producir cidos que noson muy corrosivos. Altas concentraciones de mercaptanos origina mal olor enel gas.


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6.4. Dixido de Carbono (CO2)

La seccin 6.1.1 muestra los problemas que el CO2 puede ocasionar en lapresencia de agua libre. El CO2 no es ni txico ni inflamable, pero reduce elpoder calorfico2del gas e incrementa el costo de transporte.

Cuadro 2. Comparacin del poder calorfico de un gas en funcin del contenidode CO2.

Contenido de CO2 HHV LHV

[% molar] [kJ/kg] [kJ/kg]

5 47414 43166

10 42140 38365

15 37480 34122

6.5. Oxgeno (O2)

El oxgeno encontrado en el gas natural proviene generalmente de la inyeccinde aire para ajustar el poder calorfico. Incluso a bajas concentraciones, eloxgeno oxida las lneas de acero cuando est en la presencia de agua libre y a

altas presiones.

El riesgo de explosin de una mezcla gas-oxgeno slo ocurre a altasconcentraciones de oxgeno, ejemplo con contenido molar de oxgeno mayor a17 %.

6.6. Hidrgeno (H2) y Monxido de Carbono (CO)

El hidrgeno y el monxido de carbono no son compuestos del gas natural,pero estn presentes en gases de refinera, gas de sntesis, etc. Estoscontaminantes son considerados para diseo de lenas y equipos de transporte

y distribucin cuando los gases son mezclados con gas natural.6.7. Partculas Slidas

El gas natural puede arrastrar arena desde los reservorios, lo cual ocasionaproblemas de erosin en las tuberas y equipos. Adicionalmente, aumenta lasprdidas por friccin durante el transporte y puede bloquear las vlvulas y losinstrumentos.

2El CO2no tiene poder calorfico.


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6.8. Mercurio

El mercurio puede ser encontrado en pequeas cantidades en algunosreservorios de gas natural y es generalmente adsorbido en las tuberas deacero, pero es removido cuando existen procesos de licuefaccin debido alefecto corrosivo en intercambiadores criognicos fabricados con aluminio. Elmercurio forma una amalgama con el aluminio, la cual se descompone encontacto con agua y forma almina e hidrgeno; esta reaccin es continuadebido a que el mercurio acta como catalizador.

El mercurio es generalmente removido de corrientes de gas por medio detamices moleculares.

7. EJEMPLO DE LA COMPOSICIN DEL GAS DE VENTA PARA TRANSPORTEEN GASODUCTOS

El ejemplo de esta seccin est basado en los requerimientos de PDVSA parala aceptacin de gas a su sistema segn Norma COVENIN 3568-2:2000 [2]. Acontinuacin se indican algunos parmetros mostrados en esa Norma.

ImportanteLas especificaciones del gas de venta, de refinera o combustible

estn establecidas en las Bases de Diseo de cada Proyecto.

7.1. Composicin

Los siguientes cuadros muestran los lmites de hidrocarburos y contaminantesen el gas de venta para transporte.

Cuadro 3. Lmites de hidrocarburos y contaminantes en el gas de venta paratransporte, segn la Norma COVENIN 3568-2:2000.

Nombre Lmite Valor[% molar]

Metano (C1) Mn. 80,0Etano (C2) Mx. 12,0Propano (C3) Mx. 3,0Butanos y ms pesados (C4+).De stos, hidrocarburos insaturados total.

Mx.Mx.

1,50,2

Dixido de carbono (CO2) Mx. 8,5Nitrgeno (N2) Mx. 1,0Hidrgeno (H2) Mx. 0,1Oxgeno (O2) Mx. 0,1Monxido de carbono (CO) Mx. 0,1


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Cuadro 3. Lmites de hidrocarburos y contaminantes en el gas de venta paratransporte, segn la Norma COVENIN 3568-2:2000.(Continuacin).

Componentes en trazasNombre Lmite Unidad Valor

Sulfuro de hidrgeno (H2S) Mx. mg/m3

ppm molar17,312

Azufre total para gas no odorizado Mx. mg/m3ppm molar

3828

Azufre total para gas odorizado Mx. mg/m3

ppm molar

49

36Agua (en estado gaseoso) Mx. mg/m3lb/MMSCF

1177

7.2. Temperatura de Punto de Roco de Hidrocarburos

La temperatura de roco mxima (cricondentrmico) es menor en 20 C (36 F) 3a la temperatura ambiental mnima de todo el sistema de transmisin,almacenamiento y distribucin.

7.3. Densidad Relativa

La densidad relativa del gas real no excede de 0,75.

7.4. Metanol

No se agrega metanol al gas de venta.

8. REFERENCIAS

El usuario de este INEDON tiene la obligacin de:

I. Usar la revisin ms actualizada de los cdigos, normas, estndares, etc.nacionales e internacionales que aplican al Proyecto.

II. Solicitar las normativas locales al Cliente o al ente gubernamentalcorrespondiente, que apliquen al pas donde se ejecuta el Proyecto.

3El valor indicado es un diferencial de temperatura.


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Leyenda de la ubicacin de las referencias:

Biblioteca de Inelectra o del Departamento de Procesos. Directorio Departamental/Procesos del servidor de Inelectra en Santa

Paula (Caracas, Venezuela). Servicio de Normas PDVSA o Normas Internacionales.

Intranet del Departamento de Procesos.

[1] API VT-2. Corrosion of Oil- And Gas-Well Equipment. 2nd Edition,October 1990.

[2] COVENIN 3568-2:2000. Gas Natural. Caractersticas Mnimas DeCalidad. Parte 2: Gas de Uso General Para Sistemas De TransporteTroncales De Libre Acceso.

[3] De Waard, C. Prediction of CO2Corrosion of Carbon Steel. Paper No.69, presented at The NACE Annual Conference and Corrosion Show93.

[4] Gas Processes 2006. Hydrocarbon Processing. Gulf PublishingCompany.

[5] GPSA Engineering Data Book. Volume II. 11th Edition FPS,1998.

[6] Lagiere, M. Seminario: Natural Gas Technologies. Sin fecha depublicacin.

[7] NACE International Standard MR0175/ISO 15156. Item No. 21306.Petroleum and Natural Gas Industries Materials for Use in H2S-Containing Environments in Oil and Gas Production. First Edition.

[8] NORSOK Standard M-506 (Estndar Noruego). CO2 Corrosion Rate

Calculation Model.

[9] Schinkelshoek, P., Epsom, H., Twister BV. OTC-17884-PP. SupersonicGas Conditioning for NGL Recovery. Offshore TechnologyConference.

contaminantes del gas natural.pdf

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