Search
  • Miguel Perez

Tecnologías para el aprovechamiento de gas.



1. INTRODUCCIÓN


El gas natural es una mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con el metano como su principal constituyente con pequeñas cantidades de etano y propano; con proporciones variables de gases no orgánicos, nitrógeno, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o encontrarse independientemente en pozos de gas no asociado o gas seco. Para su utilización debe cubrir ciertas especificaciones de calidad como: contenido de licuables 0.1 l/m3 máximo; humedad máxima de 6.9 lb/MMpc; poder calorífico mínimo de 1,184 Btu/pc; azufre total 200 ppm máximo; contenido máximo de CO2 + N2 de 3% en volumen.


Es un gas combustible que se encuentra en la naturaleza en reservas subterráneas en rocas porosas. Consiste en una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, y otros más pesados. El gas natural constituye una tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón.


Dependiendo su origen se clasifica en:


  • Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos, como: etano, propano, butano y naftas. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

  • Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.

  • Gas húmedo: Contiene cantidades importantes de hidrocarburos más pesados que el metano, es el gas asociado. Es el gas natural que contiene más de 3 gal/Mpc de hidrocarburos líquidos.

  • Gas seco: Contiene cantidades menores de otros hidrocarburos, es el gas no asociado.

  • Gas amargo: Gas natural que contiene derivados del azufre (ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros) y dióxido de carbono (estos últimos en concentraciones mayores a 50 ppm).

  • Gas dulce: Es el gas natural que contiene hidrocarburos y bajas cantidades de ácido sulfhídrico y dióxido de carbono.

  • Gas de formación: Innato al estrato, asociado o no asociado. Gas que proviene de los yacimientos.

  • Gas de inyección: Gas (nitrógeno, bióxido de carbono, gas seco, etc.) que se inyecta al yacimiento para mantener la presión, utilizado como sistema de recuperación secundaria.

  • Gas seco equivalente a líquido: Es el volumen de gas seco que por su poder calorífico equivale al petróleo crudo.

  • Gas residual: Gas obtenido como subproducto durante el proceso de desintegración (cracking) y está compuesto principalmente por metano.



2. ETAPAS DEL SISTEMA DE SEPARACIÓN LIQUIDO-GAS


Las fuentes de gas provienen de yacimientos de petróleo crudo con gas asociado y yacimientos de gas no asociado, de los cuales para su separación se requieren de las siguientes etapas:


  • Etapa I. Separación líquido – gas

  • Etapa II. Endulzamiento, separación de agua y gases amargos (ácido sulfhídrico H2S y bióxido de carbono CO2).

  • Etapa III. Recuperación de azufre. Separación del azufre a través de reacciones térmicas y catalíticas.

  • Etapa IV. Recuperación de licuables. Separación de los hidrocarburos líquidos mediante procesos criogénicos.

  • Etapa V. Fraccionamiento de hidrocarburos. Los licuables del gas son separados en tres productos terminados (etano, propano y naftas) para su comercialización.



3. TIPO DE CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL


El aprovechamiento del gas natural está orientado al uso como fuente energética de los hidrocarburos presentes para usos dentro de la industria petrolera. Sin embargo, es poco frecuente producir gases naturales sin contaminantes.


En el gas natural se pueden reportar los siguientes contaminantes:

  • Gases ácidos: C02 y H2S

  • Agua

  • Compuestos de azufre:

  • Sulfuro de Carbonilo (COS)

  • Disulfuro de Carbono (CS2)

  • Mercaptanos (RSH)

  • Compuestos inorgánicos gaseosos: N2, He, 02

  • Compuestos inorgánicos sólidos: NaCl, Hg

  • Otros: aceite de compresores, inhibidores, parafinas y asfáltenos


Aunque se incluye como un contaminante, el helio (He) tiene un gran valor comercial por lo cual su presencia en porcentajes relativamente altos (>00.4%), aunque muy poco frecuentes, puede significar una ventaja.


La clase de contaminante, sus concentraciones y condiciones de presión y temperatura son parámetros básicos para seleccionar el tipo de proceso más conveniente para el tratamiento de los gases.


Los contaminantes del gas pueden ocasionar diferentes problemas para su manejo y utilización y entre los mismos se mencionan los siguientes:


  • Corrosión de instalaciones

  • Toxicidad/seguridad del personal

  • Contaminación adversos sobre procesos

  • Eficiencia de la combustión


La remoción de los contaminantes debe orientarse en función de especificaciones y/o normas de calidad del gas para minimizar o evitar los problemas mencionados.



3.1 Niveles permisibles de contaminantes


Entre los contaminantes del gas, los más comunes son el H2S y el CO2 y su remoción está condicionada a niveles establecidos en base a los usos a los cuales será destinado.


Niveles de H2S.


Las razones para la eliminación del H2S están justificadas por sus propiedades tóxicas y corrosivas y por los efectos negativos sobre catalizadores en plantas petroquímicas. A demás es un contaminante del aire, pudiéndose transformar por oxidación en la atmósfera a SO2 y por contacto con la humedad en ácido sulfhídrico, ambos corrosivos y causantes de acidificación en el ambiente. En la Tabla 1 siguiente se indican las especificaciones de H2S para gas natural destinado a transmisión, procesamiento y los requerimientos para evitar problemas de corrosión.


Tabla 1. Criterios para la definición de calidad de gas

En la Tabla 2 se resumen los efectos tóxicos del H2S de acuerdo a la concentración en el ambiente de trabajo.


Tabla 2. Toxicidad del H2S


Niveles de CO2.


El CO2 es un gas no considerado como tóxico, pero puede causar asfixia en ambientes con elevadas concentraciones. Las regulaciones ambientales en la mayor parte del mundo, no incluyen límites de concentración de CO2, sin embargo, este gas causa un problema global de contaminación, como es el efecto invernadero.


Desde el punto de vista de manejo y utilización del gas, el CO2 tiene efectos negativos al disminuir el poder calorífico del gas y causa problemas de corrosión en instalaciones cuando hay presencia de agua.


Relación H2S/CO2.


El contenido relativo de H2S respecto al CO2 es un parámetro que incide en la selección del proceso desde diferentes aspectos, entre ellos los siguientes:


  • Si la corriente de gases ácidos va a alimentar a una unidad de recuperación de azufre (proceso tipo Claus) y el contenido de CO2 en el gas ácido sobrepasa el 80%, se debe considerar absorción selectiva de H2S para aumentar su contenido y hacer viable la aplicación de una unidad tipo Claus.

  • En general, aquellas corrientes gaseosas con alta relación H2S/CO2 natural son menos corrosivas que aquellas con baja relación H2S/CO2.


El tipo de solvente para endulzamiento del gas y la concentración del mismo tiene un gran impacto sobre la tasa de corrosión.



Contenido de gases ácidos y presión del gas.


El contenido de gases ácidos conjuntamente con la presión total del gas permite definir la presión parcial de los gases ácidos, y este parámetro es básico para establecer la conveniencia de considerar un proceso químico, un proceso físico, un proceso híbrido u otro tipo de proceso como por ejemplo las membranas.


En la Figura 1 se muestran los rangos de presión parcial en los cuales son aplicables diferentes procesos de endulzamiento. De esta gráfica y sólo como orientación para la preselección de procesos, se puede deducir que a altas presiones parciales de gases ácidos (>50 lpc) se favorece la aplicación de procesos físicos y a rangos bajos de presión: parcial son más convenientes los procesos químicos con aminas.


Figura 1. Rangos de presión para la aplicación de procesos.



4. PRINCIPALES TECNOLOGÍAS PARA LA REMOCIÓN DE N2, H2S Y CO2 DEL GAS


A continuación, se presentan las principales las tecnologías existentes para la remoción de N2, H2S y CO2 del gas.


4.1 Procesos para la remoción de Nitrógeno (N2).


Existen dos procesos para la remoción de nitrógeno:

  • Adsorción: La adsorción se utiliza para eliminar de forma individual los componentes de un gas. El componente a separar se liga de forma física o química a una superficie sólida. El componente eliminado por adsorción de una mezcla gaseosa puede ser el producto deseado, pero también una impureza. Este último es el caso, por ejemplo, de la depuración de gases residuales. El sólido recibe el nombre de adsorbente, y el componente que se adsorbe en él se denomina adsorbato.


  • Proceso Químico: Existen diferentes operaciones involucradas. Unas llevan inherentes diversas reacciones químicas. En cambio, otros pasos son meramente físicos, es decir, sin reacciones químicas presentes. Podemos decir que cualquier proceso químico que se pueda diseñar consta de una serie de operaciones físicas y químicas. Cada una de estas operaciones es una operación unitaria dentro del proceso global.


La separación del metano y nitrógeno es un reto para algunas tecnologías debido a que estos gases son similares en tamaño, punto de ebullición y naturaleza química. Los procesos convencionales como destilación criogénica y adsorción por diferencial de presión son usados, pero estas tecnologías no son comunes debido a que su costo es elevado. Muchas plantas que procesan el rechazo de nitrógeno fueron construidas para uso dual, tal como producción de helio y dióxido de carbono para aplicaciones de Recuperación Mejorada de Aceite (EOR). En estos casos, los costos de la separación de nitrógeno son compartidos por diversos productos, haciendo el proceso factible.


Una vez que el H2S y CO2 son procesados a niveles aceptables, la corriente se envía a la Unidad de Rechazo de Nitrógeno (NRU), en donde además se deshidrata usando camas de tamiz molecular. En la Unidad de Rechazo de Nitrógeno, la corriente de gas se envía repetidamente a través de una columna y a un intercambiador de calor de placas de aluminio, donde el nitrógeno es criogénicamente separado y venteado.


Otro tipo de unidad de rechazo de nitrógeno implica separación de metano e hidrocarburos más pesados que el nitrógeno, usando un solvente absorbente. El metano absorbido y los hidrocarburos más pesados son vaporizados instantáneamente (flasheados) del solvente reduciendo la presión de la corriente de proceso en múltiples pasos de descompresión del gas. El líquido del flash es retornado a la parta más alta del absorbedor de metano como solvente limpio. El Helio, en su caso, puede ser extraído de la corriente de gas a través de una membrana de difusión en una Unidad de Adsorción por Diferencial de Presión (PSA).



4.2 Procesos para endulzamiento del gas natural (remoción de H2S y CO2).


El proceso de endulzamiento de gas consiste en remover los contaminantes, H2S (ácido sulfhídrico) y CO2 (bióxido de carbono), del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores.


La selección de un proceso de endulzamiento de gas, así como la estimación de los costos de gas natural inversión y operación asociados, dependen de la información disponible sobre todos los componentes presentes en el gas, por lo tanto, es de gran importancia obtener análisis de las corrientes a ser procesadas.


Algunas impurezas tales como el COS, el CS2 y los mercaptanos y aun el contenido de componentes pesados (C3+), pueden tener un impacto significativo sobre el diseño del proceso de tratamiento del gas y también sobre las instalaciones de procesamiento aguas abajo, de tal manera que el diseño de un proceso de endulzamiento esté sujeto a las condiciones y características del gas de entrada y al uso y manejo del gas tratado.



Los parámetros básicos a considerar para la selección de un proceso de endulzamiento son los siguientes:


  • Contenido de gases ácidos (CO2, H2S, CS2, RSH).

  • Presión total del gas y presión parcial de los componentes ácidos.

  • Relación H2S/CO2.

  • Temperatura.

  • Contenido de hidrocarburos pesados (C3+).

  • Otros contaminantes (CO2, H2S, RSH).

  • Destino del gas tratado.


Absorción: La absorción se utiliza para eliminar uno o varios componentes de una corriente gaseosa utilizando un disolvente. La absorción puede perseguir diversos objetivos:

  • Recuperar un componente gaseoso deseado.

  • Eliminar un componente gaseoso no deseado. Se puede tratar, por ejemplo, de la eliminación de una sustancia nociva de una corriente de gases residuales.

  • Obtención de un líquido; un ejemplo sería la producción de ácido clorhídrico por absorción de HCl gaseoso en agua.


En la absorción participan por lo menos tres sustancias: el componente gaseoso a separar (absorbato), el gas portador y el disolvente (absorbente). La capacidad de eliminación del absorbedor dependerá de las concentraciones en equilibrio entre la fase gaseosa y la líquida. Para concentraciones diluidas de muchos gases y un buen intervalo de concentraciones, la relación de equilibrio está dada por la ley de Henry, que relaciona la presión parcial desarrollada por un soluto disuelto A en un disolvente líquido B. La transferencia de masa dependerá por tanto del coeficiente de partición (coeficiente de la Ley de Henry), así como de la temperatura y el pH.


La configuración más común consiste en las torres empacadas, donde la fase líquida entre en forma de lluvia dispersa por cabeza de columna y la gaseosa en contracorriente, aunque son muchos los tipos de equipos empleados como columnas empacadas, torres de plata, aspersión, etc.

Existen diferentes clasificaciones dentro de los mecanismos de absorción, pero de manera general se clasifican en:

  • Absorción química o solventes químicos.

  • Absorción física o solventes físicos.

  • Absorción híbrida o solventes mixtos.

Estos procesos se caracterizan porque el gas amargo se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como “contactora”, en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas temperaturas).



Adsorción: La adsorción se utiliza para eliminar de forma individual los componentes de un gas. El componente a separar se liga de forma física o química a una superficie sólida. El componente eliminado por adsorción de una mezcla gaseosa puede ser el producto deseado, pero también una impureza. Este último es el caso, por ejemplo, de la depuración de gases residuales. El sólido recibe el nombre de adsorbente, y el componente que se adsorbe en él se denomina adsorbato.


Conversión directa: Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de una unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación-reducción que involucra la absorción de H2S es una solución alcalina.



5. BIBLIOGRAFÍA


• Apuntes del M.C. Juan Clavel


48 views