Procesamiento del Gas

1. INTRODUCCION AL
TRATAMIENTO DE
GAS

2. CONTENIDO
ASPECTOS GENERALES
DESHIDRATACION DE GAS
ENDULZAMIENTO DE GAS
RECUPERACION DE AZUFRE
OTROS CONTAMINANTES

3. EL GAS NATURAL
FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating
Course

4. EL GAS NATURAL: CONTAMINANTES
 SULFURO DE HIDROGENO: H2S
 DIOXIDO DE CARBONO: CO2
 SULFURO DE CARBONILO: COS
 DISULFURO DE CARBONO: CS2
 MERCAPTANOS: RSH
 NITROGENO: N2
 AGUA: H2O
 DIOXIDO DE AZUFRE: SO2
 MERCURIO

5. Propano
Deshidratacion
Refrigeration
(1 x 100%)
Condensado
Butano
Gas a ventas
Recobro LGN
REfrigeracion
(1 x 100%)
Recobro de
Azufre
Offshore
Gas
Condensado
Compresion(
2 x 50%)
Deshidratacion
Recepcion Recobro de LGN
Remocion de
gas acido
Rempcion de
mercurio
Propano
Azufre solido
Gas a ventas
Onshore
Gas Butano
Compresion
(2 x 50%)
Etano
Remocion de
gas acido
Remocion de
mercurio
Etano
ESQUEMAS DE PROCESO TIPICO

6. EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES
Componente Limite % mol
C1 Min 80,0
C2 Máx. 12,0
C3 Máx. 3,0
C4
Insaturados
Máx. 1,5 0,2
CO2 Máx. 8,5
N2 Max 1,0
H2 Max 0,1
O2 Max 0,1
CO Max 0,1
Comp en trazas Unidad
H2S ppm 5-12
S (No odor.) ppm 28
S (Odor.) ppm 36
Agua Lb/MM 7
Variable Limite
T rocío
Cricondentermico < Tamb máx. + 36 oF.
SG < 0,75
Presión < MAWP
T mínima > Trocio agua + 36 oF
> Trocio hidro + 36 oF
> T hidratos + 36 oF
T maxima < 50 oC (122 oF)
< Tmax revestimiento
Wobbe 1179-1473

7. GAS ACIDO: H2S, CO2, COS, RHS, SO2. FORMAN ACIDOS EN
PRESENCIA DE AGUA. GAS DE COLA
GAS DULCE: GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS
GAS POBRE: GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANO
SIN COMPONENTES LICUABLES (GPM)
GAS RICO: GAS CON “ALTO” CONTENIDO DE
COMPONENTES LICUABLES (GPM)
GAS SECO: GAS SIN AGUA
GAS HUMEDO: GAS CON AGUA
EL GAS NATURAL: DENOMINACION

8. TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS
CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE Y
VENTA:
ELIMINACION DE CO2 Y/O H2S,
CONTAMINANTES
CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT)
DE AGUA E HIDROCARBUROS.
PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA
HASTA QUE NIVEL SE TRATA EL GAS?

9. Especificación Trans Canada Alberta
South
Wester
Coast
West
Coast
Canadian
West
Poder calorífico
mínimo (btu/pie3)
950 975 1000 1000 950
Agua (lb/MMpie3)
4 4 4 4
15 oF@500
psi
Pto Rocío (oF)
15 OF @ 800 psi
15 oF @ 800
psi
Sin liquidos
Sin
liquidos
15 oF @ 500
psi
H2S (ppm)(grains/100
pie3) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1)
CO2 (%) 2 2 1 --- ---
O2 (%) --- 0,4 0,2 1 ---
Temperatura max
(oF)
120 120 --- --- 120
Presión min (oF) 900 900 Varía Varia 500
EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES

10. USOS DEL GAS NATURAL
E & P GAS
RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD
RESTAURANT
PRODUCCION
DE POZOS
PROCESAMIENTO /
EXTRACCION
LGN
GNL
ALMACENAMIENTO
INYECCION PARA
REC SECUNDARIA

11. DESHIDRATACION
DE GAS

12. EFECTOS DEL AGUA
CORROSION …….
HIDRATOS ………
CAPACIDAD DE GASODUCTOS
CONGELAMIENTO

13. SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE
“HIELO”, CONFORMADA POR
MOLECULAS DE HC ATRAPADAS EN
ESTRUCTURA DE MOLECULAS H2O.
PARA SU EXISTENCIA, HACE FALTA
HIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA,
ALTA PRESION Y BAJA TEMPERATURA
A ALTA PRESION, PUEDEN COEXISTIR EN
EQUILIBRIO A TEMPERATURAS
SUPERIORES AL HIELO (18-20 oC)
EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS
FUENTE: IFP

14. ELIMINACION / CONTROL DE AGUA
CONTROL DE HIDRATOS
INYECCION DE INHIBIDORES TERMODINAMICOS:
METANOL (T > 10 oC), GLICOLES (T < 10 oC)
INYECCION DE INHIBIDORES CINETICOS
ELIMINACION DE AGUA
DESHIDRATACION CON GLICOL
DESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

15. REMOCION / CONTROL DE AGUA
FUENTE: GPSA Enginnering Data Book

16. T1
THIDRATOS
TMIN
QAGUA
XINHIBIDOR
INYECCION DE INHIBIDOR
1
2
CONTROL DE HIDRATOS
Gas Export
Glicol rico
Glicol pobre
Reboiler
Emisiones de hidrocarburo
Surge
Almacenamien
t de glicol
Paquete de regeneración de glicol
Cortesia Twister

17. DESHIDRATACION: GENERAL
EXTRACCION LGN
ESPEC GASODUCTO
T < -40 oC
T > -40 oC
REFRIGERACION
T AMBIENTE
TAMICES MOLECULARES
TEG CON REGENERACION
PROFUNDA
TEG + TAMIZ
INYECCION MEG/METANOL
TEG CON REGENERACION
PROFUNDA
TEG CON REGENERACION
CONVENCIONAL
INYECCION MEG/METANOL

18. LC
LC
PC
LC
GAS
HUMEDO
GAS SECO
GLICOL POBRE
GLICOL RICO
TANQUE
FLASH
ACUMULADOR
REBOILER
VAPOR DE
AGUA
DESHIDRATACION CON GLICOL

19. CONDICIONES TIPICAS
Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)
Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+)
Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+)
Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) Atmosférica
Separador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1)
Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.)
Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico

20. DESHIDRATACION CON GLICOL
VENTAJAS: SIMPLE
PROBADA
BAJO CAPEX
BAJO OPEX
CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE
DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 oF (-40 oC)
CONTAMINACION DE SOLVENTE /
PERDIDAS
ABSORCION DE AROMATICOS Y H2S
VENTEO A INCINERACION

21. EG DEG TEG Metanol
C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH
Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04
T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5
P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120
SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790
SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092
Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98
Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52
Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8
Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60
T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206
LOS GLICOLES

22. DESHIDRATACION CON TAMICES
GAS A DESHIDRATAR
GAS HUMEDO CALIENTE
GAS DE REGENERACION
600 F
ABIERTA
CERRADA

23. Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)
Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite
Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi.
LOS TAMICES MOLECULARES:
CONDICIONES TIPICAS
Duración ciclo absorción 8-24 horas
Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción
Caída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)

24. DESHIDRATACION CON TAMICES
VENTAJAS: DEW POINT < -148 oF (-100 oC)
NO ABSORBEN AROMATICOS
REMUEVE H2O / H2S
NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTE
CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE
DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX
DESECANTE SENSITIVO A HC
REMPLAZO PERIODICO ≈ 5 AÑOS
ALTA T regeneración
ALTA CARGA regeneración

25. LOS TAMICES MOLECULARES
Desecante Forma Densidad
(lb/pie3)
Tamaño de
particula
Contenido agua
salida (ppm,p)
Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10
Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1
Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1
Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10
Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10
Tamiz molecular
Esférica 42-45
4-8 Mesh
8-12 Mesh
0,1
Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1
PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES
FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del
gas natural

26. ENDULZAMIENTO
DE GAS

27. EFECTO DE LOS GASES ACIDOS
H2S
TOXICIDAD
CORROSION (CON O SIN AGUA)
CO2
CORROSION (CON AGUA)
DISMINUCION DE PODER CALORIFICO
CONGELAMIENTO
Perdida de Peso
SSCC

28. TOXICIDAD DE H2S
CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO
(%) ppm , v
0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable
0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas
0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos,
irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa en
periodo de 3-15 minutos
0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea
0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema
pulmonar
0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis
respiratoria entre 30-45 minutos de exposición
0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de
exposición
0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte

29. CORROSIVIDAD DE CO2 (CON AGUA)
PP CO2 < 7 PSI: CORROSION BAJA
7 < PP CO2 < 30 PSI: CORROSION MODERADA
PP CO2 > 30 PSI: CORROSION SEVERA
CO2 + H2O H2CO3 Fe3CO2+2H++2e-
+ Fe

30. ELIMINACION DE H2S / CO2
LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES
IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA
INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS
VARIOS PROCESOS
SOLVENTES QUIMICOS
SOLVENTES FISICOS
PROCESOS EN LECHO SOLIDO
CONVERSION DIRECTA
SECUESTRANTES
MEMBRANAS

31. ELIMINACION DE H2S / CO2
SOLVENTES QUIMICOS
AMINAS
BENFIELDTM Y CATACARBTM
SOLVENTES FISICOS
PROPILENO CARBONATO (FLUOR)
SELEXOLTM (UNION CARBIDE)
RECTISOLTM (LINDE AG)
SULFINOLTM (SHELL)
LECHOS SOLIDOS
TAMICES MOLECULARES
ESPONJA DE HIERRO
SULFATREAT
OXIDO DE ZINC
CONVERSION DIRECTA
LOCATTM
SULFEROXTM
SECUESTRANTES
TRIAZINASTM
SULFA CHECKTM
SULFA SCRUBTM
OTROS
OTROS
MEMBRANAS
DESTILACION EXTRACTIVA
HIBRIDO

32. ELIMINACION DE H2S / CO2
Contaminante Aminas
(DEA)
Solv. físicos
(Selexol)
Solv. hibridos
(Sulfinol)
Carb. Potasio
(Benfield)
Tamices
moleculares
H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno
CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno
COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado
RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
CS2 No Bueno Bueno Posible ---
EMS, DMDS No --- --- --- ---
SELECCIÓN DE PROCESOS
COS … Sulfuro de carbonilo
(*) … Denota mercaptanos
CS2 … Disulfuro de carbono
EMS … Etil metil sulfuro
DMDS … Dimetil disulfuro

33.  > 20 Ton/día:
TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE
 Entre 150 kg/d - 20 Ton/día:
REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO
 < 150 kg/día:
SECUESTRANTES NO REGENERABLES
ELIMINACION DE H2S: CRITERIOS

34. ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS
(SOLVENTES QUIMICOS)
Gas
agrio
Gas
Dulce
Amina
Rica
Gas
combustible
Gas ácido
Contactor
Separador de
entrada
Separador de
salida
Tanque
flash
HX amina
rica/pobre
Bomba
amina
Filtros
Enfriador
de amina
Rehervidor
Reclaimer
(opcional)
Bomba reflujo
Tambor
reflujo
Condensador
reflujo

35. SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
Agua
Sal
Base
Acido 


a
A
S
H
O
H
a
A
de
Sulfuro
a
A
S
H min
min
min 2
2
2 




a
A
CO
O
H
a
A
de
Carbamato
a
A
CO min
min
min 2
2
2 




LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS
SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA
UTILIZACION PARA REMOCION DE H2S Y CO2 DEL GAS
CALOR
CALOR

36. SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
AMINAS PRIMARIAS: MEA,
DGA
TERCIARIAS: MDEA
SECUNDARIAS: DEA,
DIPA
MAYOR REACTIVIDAD
MENOR SELECTIVIDAD
REQUIERE RECLAIMING
MAYOR REQUERIMIENTO
ENERGETICO
CORROSIVO
ADECUADO PARA BAJA
PRESION
DEA MUY UTILIZADA
20-50% SOLUCION
MENOR REQUERIMIENTO
ENERGETICO QUE MEA
NO REQUIERE RECLAIMING
INCREMENTO REACTIVIDAD
INCREMENTO SELECTIVIDAD
MENOR REACTIVIDAD
MAYOR SELECTIVIDAD
UTILIZADA PARA CO2 BULK
REMOVAL
MENOR REQUERIMIENTO
ENERGETICO

37. MONOETANOLAMINA (MEA)
DIETANOLAMINA (DEA)
DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)
DIGLICOLAMINA (DGA)
METILDIETANOLAMINA (MDEA)
SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS
Amina MEA DEA DGA MDEA
Concentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50
Carga gas ácido
Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio
mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio
Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor
Presion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-Alta
Absorción HC media media alta baja
Selectividad H2S no > MEA no alta

38. VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO
AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE
ENTRADA Y SALIDA
REMUEVE CO2 / H2S A ESPECIFICACION
A BAJA PRESION DE ENTRADA
DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX
INTENSIVO EN ENERGIA
CORROSION
GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION
ALTA CARGA regeneración
SOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

39. SOLVENTES FISICOS
Gas
agrio
Gas
Dulce
CO2
H2S
Contactor
Separador de
entrada
Separador de
salida
Tanque
flash
Enfriador
CO2
Tanque
flash Gas
Despojamiento
Despojador
H2S
Solvente pobre
Solvente semi pobre
Calentador

40. VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA
REGENERACION A BAJA T
ECONOMICO PARA BULK REMOVAL
SELECTIVO AL H2S
REMUEVE COS, CS2
DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA PP GAS ACIDO
(PP gas acido > 50 psi)
LIMITADO A BAJO % HC PESADOS
GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICION
NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACION
PROCESOS BAJO LICENCIAS
SOLVENTES FISICOS

41. TAMICES MOLECULARES:
SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO
OPERANDO Y UNO EN REGENERACION.
GAS DE REGENER. A INCINERADOR O
PLANTA DE AZUFRE
PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2
SIMULTANEAMENTE
LECHOS SOLIDOS: TAMICES
Gas de regeneración a
antorcha
Gas dulce
Gas agrio
Lecho # 1
Lecho # 2
Calentador

42. LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE
Gas agrio
Gas dulce
Lecho
base
hierro
H2S
Lecho
Fe o
Tamiz
Sulfuro
de hierro
Económico para menos de 500 Kg/d
de remoción
ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H2S EN
LECHO DE Fe O3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER
CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE
ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON
PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION
SULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO
CON FeO3 PATENTADO. SELECTIVO A H2S. NO
AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA.
OXIDO DE ZINC: LECHO SOLIDO DE OXIDO DE
ZINC

43. LECHOS SOLIDOS
VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA
ALTA CAPACIDAD DE REMOCION
SELECTIVO AL H2S
BAJO CAPEX
SIN GAS DE COLA
DESVENTAJAS: VIDA UTIL DE LECHOS
DISPOSICION DE LECHOS
POCO FACTIBLE A ALTOS CAUDALES

44. RECUPERACION DE
AZUFRE

45. RECUPERACION DE AZUFRE
Endulzamiento
de gas (H2S)
Gas natural agrio
Gas de refinería
agrio
Recuperación de
Azufre SRU
Gas ácido a venteo o
incineración
Regulaciones
ambientales
De cola a venteo o
incineración
Regulaciones
ambientales
Tratamiento gas
de cola
LA MAYOR PARTE DE LA
PRODUCCION DE AZUFRE
ES OBLIGADA Y NO POR
NEGOCIO
FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas
Treating and Sulfur Recovery

46. OTROS
CONTAMINANTES

47. REMOCION DE MERCURIO
PEQUEÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS
EN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOS
CRIOGENICOS
LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSION
ES 0,01 μg/m3 PARA EVITAR CORROSION
LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES
50 μg/m3 (5000 VECES MAYOR)

48. REMOCION DE MERCURIO
Gas con Hg
Gas sin Hg
PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg
y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)
ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO
O ALUMINA IMPREGNADA
ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA
VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)
CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y
AGUA
345 MM scfd → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO
CARGA
PATENTES: (IFP)
DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA