El gas natural es un gas combustible que se encuentra en la naturaleza en reservas subterráneas en rocas porosas. Este consiste en una mezcla de hidrocarburos, principalmente metano, y otros más pesados.
El gas natural se clasifica según:
Su origen
- Gas asociado: Es el que se extrae junto con el petróleo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos, como el etano, propano, butano y naftas.
- Gas no asociado: Es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.
Composición
- Gas amargo: Contiene derivados del azufre
- Gas dulce: Libre de derivados del azufre, se obtiene generalmente de endulzar el gas amargo utilizando solventes químicos y físicos, o adsorbentes.
- Gas húmedo: Contiene cantidades importantes de hidrocarburos más pesados que el metano.
- Gas seco: Contiene cantidades menores de otros hidrocarburos, es el gas no asociado.
Componentes del gas natural antes de ser procesado
Para el gas ser apto para el consumo, primero debe pasar por varias etapas
Etapa 1: Remoción de condensados y agua
Los condensados son llamados también gasolina natural, porque se compone de hidrocarburos cuyo punto de ebullición está en el rango de la gasolina
Los condensados se envían usualmente a una refinería de petróleo y el agua desecha.
Etapa 2: Endulzamiento
El proceso de endulzamiento, se hace con el fin de
remover el H2S y el CO2
del 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.
El
ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la
característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es
separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a
plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus
diversos usos industriales.
El
dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no
es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia
respiratoria y puede llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es
soluble en agua, y la solución generada puede ser ácida como resultado de la
formación de ácido carbonilo, de aquí la propiedad corrosiva que el CO2
presenta en presencia de agua.Otros componentes indeseables de
naturaleza ácida son el sulfuro de carbonilo (COS) el cual es un compuesto inestable,
corrosivo y tóxico que normalmente se descompone en CO2 y H2S
En este proceso se produce la absorción del gas
ácido en una solución acuosa de amina. La corriente de gas a endulzar y la
corriente de amina se ponen en contacto en una torre absorbedora. En esta torre
los componentes ácidos del gas reaccionan con la amina y forman un complejo que
es soluble en la fase liquida. Para que la reacción se lleve a cabo se deben
cumplir las siguientes condiciones: presión elevada y temperatura baja. Por cabeza
de esta torre se obtiene una corriente de gas dulce, y por fondo se obtiene una
corriente de amina rica
A
fines de minimizar costos de operación y de
mitigar la contaminación al medio ambiente se regenera la corriente de
solvente. Para ello se alimenta la corriente de amina rica a una torre de
destilación donde se lleva cabo la de desorción de los componentes ácidos.
Los
distintos procesos de endulzamiento se pueden clasificar en las siguientes
categorías :
•
Procesos con solventes químicos.
•
Procesos con solventes físicos.
•
Procesos con solventes híbridos o mixtos.
•
Procesos de conversión directa.
•
Procesos de lecho sólido o seco.
•
Nuevos procesos (membranas).
•
Criogénicos.
Procesos
con solventes químicos:
En estos procesos, el gas que se va a tratar se pone en
contacto en contracorriente con una solución de un componente activo que
reacciona con los gases ácidos para formar compuestos inestables, solubles en
el solvente. El componente activo de la solución puede ser una alcanoamina o
una solución básica, con o sin aditivos. El contacto se realiza en una torre
conocida como contactora en la cual la solución ingresa por la parte superior y
el gas por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución
y los gases ácidos son reversibles; 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 en segundo lugar los procesos con carbonato. En este proceso,
la torre contactora debe trabajar en condiciones de baja temperatura y alta
presión de manera que se favorezca la reacción entre el gas y el solvente
químico. Por otro lado, en la regeneración se debe trabajar en condiciones
contrarias a las mencionadas, o sea a alta temperatura y baja presión, de
manera de favorecer la liberación de los gases ácidos.
Las
principales desventajas de este método son:
- la demanda de energía
- la naturaleza corrosiva de las soluciones
- la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de las reacciones.
Los principales
procesos con solventes químicos son: MDEA, MDEA activada y Benfield (con
carbonato de potasio).
Procesos
con Solventes Físicos:
En estos procesos, el solvente físico utilizado absorbe
el contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas,
y son regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de pequeñas
cantidades de gas de despojamiento. Se caracterizan por su capacidad de
absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente
de hidrocarburos. Principalmente los procesos de absorción física son
utilizados cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de
contaminantes; 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. 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 su separación no es económicamente viable. Los principales
procesos comerciales que utilizan solvente físicos son: Selexol, Solvente Flúor
y Rectisol.
Procesos
con solventes Híbridos o Mixtos:
En este tipo de procesos se trabaja con la
combinación de solventes físicos y químicos. Lógicamente, el mismo presenta las
características de ambos. La regeneración se logra por la separación en
múltiples etapas y fraccionamiento. Se puede remover CO2, H2S,COS, CS2 y
mercaptanos dependiendo de la composición del solvente. La selectividad hacia
el H2S se logra ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de
contacto. Los principales procesos comerciales que utilizan solvente híbridos
son: Sulfinol- D, Sulfinol- M y Optisol.
Procesos
de Conversión Directa
Los procesos de conversión directa se caracterizan por la
selectividad hacia la remoción del H2S. El sulfuro de hidrógeno es removido de
la corriente de gas, por un solvente que circula dentro del sistema, el cual
puede ser reducido fácilmente por el H2S y rápidamente oxidado por el aire,
produciendo azufre elemental. Los procesos comerciales más conocidos son:
Stretford, Takahax y Ferrox.
Mallas
Moleculares:
Las mallas moleculares son lechos fijos que operan con ciclos de
trabajo y también se pueden utilizar para deshidratar el gas natural. Se usan
para absorber físicamente los componentes ácidos (H2S y CO2) y luego se regeneran
utilizando temperaturas elevadas o descensos de presión.
La separación se logra aprovechando
la ventaja en las diferencias de afinidad/difusividad que poseen las membranas.
El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrogeno son moderadamente
altos difusores, lo que indica que pueden difundir más fácilmente que los
hidrocarburos, utilizando la misma fuerza impulsora. Por otro lado los gases
lentos, son aquellos que permanecen en la parte anterior de la
membrana sin difundir. Estas características hacen que las membranas sean
ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de
gas. El efecto de separación no es absoluto, por lo que habrá pérdidas de
hidrocarburos en la corriente de gas ácido.
Proceso
con Aminas:
La absorción química utilizando alconoaminas forma parte de los
procesos más frecuentemente usados y de los más eficientes. En el tratamiento
de gas se utilizan soluciones acuosas de aminas para remover sulfuro de
hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2). Los distintos tipos de amina que se
pueden utilizar son los siguientes: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA),
Diisopropanolamina (DIPA), Metildietanolamina(MDEA) y Diglicolamina (DGA).
Monoetanolamina
(MEA): La monoetanolamina es la más reactiva de las etanolaminas. Se utiliza
preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO2 y del H2S,
aunque algunas impurezas tales como el COS, CS2 y el oxígeno tienden a degradar la solución, por lo cual no se
recomiendan en esos casos.
Con
MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO2/ H2S. Es útil en aplicaciones
donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada es baja. La
corrosión y la formación de espuma es el principal problema operacional al
trabajar con MEA.
Dietanolamina
(DEA): La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se
vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de DEA con CO y CS2 es mas lenta que con la MEA y los productos de la reacción son distintos, lo que causa menos pérdidas de amina al reaccionar con estos gases.La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que
contengan un total de 10% o más de gases ácidos a presiones de
operación de unos 2,4 kg/cm2o mayores.
Diisopropanolamina
(DIPA): La DIPA es una amina secundaria como la DEA, tiene una gran
capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto peso molecular
del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.
ADIP (Diisopropanolamina activada): El proceso Shell ADIP utiliza soluciones acuosas relativamente
concentradas (30-40%). Este proceso es ampliamente usado para la remoción
selectiva del sulfuro de hidrógeno de gases de refinería con altas
concentraciones de H2S/CO2. El COS se remueve parcialmente (20-50%), pero es
posible lograr concentraciones más bajas de H2S.
Metildietanolamina
(MDEA): La metildietanolamina, es una amina terciaria que
reacciona lentamente con el CO2,por lo tanto para removerlo, se requiere
de un mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor aplicación es
la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y
H2S).Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es
que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de
una separación flash. Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros
procesos con amina es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En
estos casos la MDEA es más favorable.
Diglicolamina (DGA): La DGA es una amina
primaria como la MEA en cuanto a la reactividad pero tiene mejor estabilidad y
baja presión de vapor, esto permite el uso de concentraciones relativamente
altas, entre 50–70% en peso. Una de las desventajas es que la
química es más costosa y da productos de degradación que no son regenerables
cuando están presentes el CO2 con COS y CS2
Etapa 3: Recuperación del azufre
El gas ácido compuesto de H2S y CO2 proveniente del proceso de endulzamiento, se envía a una unidad de recuperación de azufre, en esta unidad alrededor de entre 90 y 97% del H2S contenido en el gas, es convertido en azufre elemental o en ácido sulfúrico
La recuperación del azufre contenido en los gases
agrios de las corrientes de desecho incorpora valor económico a la producción
obtenida en las refinerías. También contribuye a mejorar la calidad
del aire, pues elimina la incineración
del producto que actualmente se realiza a través de las antorchas de combustión
delas refinerías.
El proceso Claus, permite recuperar el 96% del
azufre contenido en los gases agrios que actualmente se incineran en las
antorchas de combustión.
Los gases agrios se originan en los procesos que reducen los compuestos contaminantes de azufre
en las corrientes de combustibles que comercializa YPF. La eliminación de estos
gases permite mejorar sustancialmente la preservación del recurso aire, por
supresión de emisiones. Por otra parte, permite obtener como producto azufre de
alta calidad que se comercializa en el mercado local y que permitirá sustituir
las importaciones.
El proceso
La recuperación y conversión de gases agrios se realiza en dos etapas. La primera es un proceso térmico
que se produce en un horno de diseño especial, a temperaturas que oscilan entre
900 y 1300 ºC. Aquí se logra una conversión de hasta el 70% en peso del azufre ingresado como carga a la
unidad.Simultáneamente, el calor producido por la reacción
se aprovecha para generar vapor de alta presión que reemplaza al producido
por las calderas
Una segunda etapa de recuperación se logra
mediante la utilización de reactores catalíticos que completan la reacción y permiten
elevar la conversión a niveles superiores del 96% sobre la carga original. En este proceso la reacción principal es una oxidación equilibrada de H2S.
Etapa 4: Deshidratación y remoción de mercurio
Se remueve el vapor de agua mediante alguno de los siguientes procesos:
- Unidad de glicol: líquido disecante que adsorbe el agua por contacto ,usualmente trietilen glicol
- Unidad PSA: Se utiliza un adsorbente sólido, como la zeolita que es un silicato de aluminio
La remoción del mercurio se lleva a cabo mediante:
- Carbón activado
- Tamiz molecular
Es un material que contiene poros pequeños de tamaño preciso y uniforme, usado como agente adsorbente, funciona como un filtro pero que opera a nivel molecular atrapando el mercurio, que es venenoso y perjudicial para las tuberías de aluminio.
Etapa 5: Rechazo de nitrógeno
Existen tres métodos básicos para remover el nitrógeno del gas natural:
- Destilación criogénica
- Adsoción
- Separación por membranas
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