CAPTULO II MARCO TERICO CONCEPTUAL Antecedentes de la Investigacin A continuacin en este capitulo se describen los antecedentes y bases tericas las cuales dan referencia a la variable en estudio, contando con diferentes autores para soportar la investigacin. En primer lugar se exponen los Antecedentes de la Investigacin: Araujo, C. Martnez, N. Universidad de los Andes 2006. Realizaron

un Trabajo especial de Grado Titulado: Estimacin de la eficiencia de tamices moleculares en la remocin de sulfuro de hidrogeno en sistemas de compresin de gas Regin Occidental. Los tamices moleculares son desde el punto de vista qumico, silicatos de aluminio y estn disponibles en el mercado tanto en forma de pastillas (1/16 a un 1/8), como forma de polvo (10 micrones). Estn diseados para retener absorbatos por fuerzas fsicas ms que por qumicas, en otras palabras, cuando la molcula adsorbida es posteriormente liberada por la paliacin del calor, el cristal queda en el mismo estado qumico que estaba antes de la adsorcin. La desercin de agua en los tamices es un proceso reversible siempre que no ocurra condensacin de hidrocarburos pesados de punto de burbujeo muy elevado, caso en el cual el lecho podra perder parcialmente su capacidad para deshidratar los tamices moleculares no solo adsorben molculas basadas en tamao y configuracin si no tambin en polaridad y grado de saturacin. Su aporte es que permite conocer la fuerza adsorcin de los tamices moleculares debido principalmente a los cationes que forman parte del retculo cristalino.

8

N, Duarte, E, Espinoza. Universidad del Zulia 2006. Realizaron un

Trabajo especial de Grado Titulado Factibilidad tcnica de la aplicacin de secuestrantes de hidrogeno a base de aminas en torres de absorcin Los secuestrantes a bases de aminas reaccionan con el H 2S dando como producto a sales solubles en agua en un proceso totalmente reversible, las alcanolaminas y en particular las etanolaminas, son las ms usadas en torres de absorcin para despojar el H2S. La solucin gastada de estas etanolaminas es reconocida, procesada y usada nuevamente parea remover el H2S de una corriente gaseosa. El sulfuro de hidrogeno remanente es incinerado las elevadas temperaturas para minimizar la emisin de gases txicos, el uso de alcanolaminas en el tratamiento de agua y de sistemas de procesamiento de hidrocarburos no es un proceso regenerativo ya que el producto se pierde con los fluidos producidos. La importancia de este trabajo de investigacin es que permite conocer la existencia de productos secuestrantes de sulfuro de Hidrogeno (H2S) de baja toxicidad amigables al medio ambiente y con caractersticas inhibidoras de la corrosin. Bases Terico Conceptuales. Las teoras bsicas o fundamento terico son la construccin

o sustentacin terica de una investigacin. En ella se exponen los distintos enfoques que servirn para basar la discusin de los resultados, incluyendo la definicin de trminos bsicos relacionado con el estudio. La estimulacin trmica para mejorar la tasa de recobro de crudo pesado inyectando vapor en el yacimiento, ya sea, aplicando inyeccin continua de vapor ICV) inyeccin alternada de vapor (lAV), ha demostrado ser el mecanismo de mayor productividad para ste tipo de crudo. Durante el proceso de extraccin, entre los fluidos producidos vienen integrados el gas junto con el crudo, y entre los componentes de dicho gas, existen concentraciones importantes de H2S que pueden

9

conducir al cierre de produccin. Considerando la posibilidad de un efecto cataltlco de la roca y la actuacin del agua no slo como medio fsico de transporte de energa, sino como un reactante ms dentro del sistema roca-crudo-vapor-agua, se evalu un proceso de inhibicin de H2S empleando una formulacin qumica a base de urea y aditivos, con el propsito de pasivar los centros catalticos activos en la roca. La prueba abarco un total de nueve pozos del rea de Ta Juana Este, Bloques 0-10/ GG10, donde mediciones efectuadas a varios pozos recin IAV, permitieron identificar esta rea como adecuada para la experiencia piloto de campo. Los resultados obtenidos demostraron que existe un efecto del proceso de hidrlisis trmica de la urea sobre los procesos de formacin de H2S producto de estimulaciones lAV e ICV, Sin embargo, la efectividad lograda mediante la metodologa usada, sugiere la necesidad de optimizar parmetros involucrados en el control del H2S que se pueda generar. Por lo tanto se hace necesario evaluar el efecto de estimular la solucin tratante con vapor hasta alcanzar 160F durante el procedimiento de aplicacin de sta al yacimiento. Estimulacin Trmica Los procesos de recuperacin de petrleo, mediante estimulacin trmica del yacimiento con vapor, lAV e ICV, son tcnicas ampliamente generalizadas para aumentar el recobro de crudo pesado. Durante la recuperacin de produccin mediante estimulacin trmica, la formacin de sulfuro de hidrgeno, H2S, ha estado presente. Estos mecanismos de formacin de H2S por efectos trmicos no han sido bien definidos, por lo que una gran variedad de experimentos se han continuado desarrollando, principalmente para investigar la formacin de H2S en presencia de crudo a temperaturas entre 250-320C (1).

10

Igualmente estn publicados estudios sobre la reactividad del crudo frente al H2S natural, as como en presencia de sales de sulfatos frente a tratamiento trmicos, los resultados indican que el crudo en presencia de H2S experimenta una reaccin termoqumica de sales de sulfato a altas temperaturas (>250C), donde el H2S funciona como un catalizador y se acumula durante la reaccin, observndose que en presencia del crudo se incrementa drsticamente la reduccin de sulfatos a sulfuros de hidrgeno, as como las especies orgnicas que contienen azufre. Estos componentes orgnicos formados, se descomponen ellos mismos cuando se exponen a temperaturas suficientemente altas para formar H2S y CO2, contribuyendo fuertemente a su presencia durante la recuperacin trmica. Frente al crudo no es necesaria una fuerte concentracin de H 2S para dar inicio a la reduccin de sulfatos, ya que los componentes organosulforados que estn presentes en el crudo conducen a la formacin de H2S, el cual en parte es l el iniciador de la reduccin de los sulfatos (1). Estudios de laboratorio efectuados en un ncleo del pozo LSE-3053, demostraron mediante un anlisis de .Ia arena productora despus del tratamiento acuatermoltico que no existen variaciones significativas en los porcentajes en peso de las diferentes fracciones, sugirindose que ocurren posibles arreglos a nivel molecular que no afectan drsticamente las propiedades del crudo total. La produccin de H2S durante la inyeccin de vapor esta asociada a la naturaleza de los compuestos organosulforados presentes en las arenas productoras y a un posible efecto cataltico que ejerce el medio poroso sobre de la descomposicin es trmica de por estos minerales compuestos. tales como La la descomposicin trmica de estos ocurre va radicales libres y la velocidad descomposicin acelerada montmorilonita, y los sulfuros de metales de transicin (FeS, NiS). Como resultado en este estudio qued demostrado que en arenas productoras de crudo pesado no hay produccin importante de H2S a 240C, lo cual

11

describe la hiptesis de la generacin de H2S nicamente por efecto trmico, poniendo en evidencia que otros mecanismos diferentes son los responsables de la generacin de H2S a nivel de yacimiento. Ya se evidenci que era necesario la presencia de las fases orgnicas (crudo), inorgnicas (medio poroso) yagua para que se produjera el H2S (efecto acuatermoltico). (2). Estudios de laboratorio efectuados en un ncleo del pozo LSE-3053, demostraron mediante un anlisis de Ia arena productora despus del tratamiento acuatermoltico que no existen variaciones significativas en los porcentajes en peso de las diferentes fracciones, sugirindose que ocurren posibles arreglos a nivel molecular que no afectan drsticamente las propiedades del crudo total producido mediante estimulacin de vapor (3).Se da por aceptado que el medio poroso libre de crudo ejerce una fuerte actividad cataltica para descomponer mercaptanos presentes. En este mismo orden de ideas, Attar (4) propone una reaccin qumica entre los hidrocarburos adsorbidos en las arenas productoras y la pirita asociada al medio poroso. Manzano sugiere la participacin de las arcillas del yacimiento en la generacin del H2S en reas estimuladas trmica mente, ya que las cualidades de ciertas arenas como catalizadores de desulfuracin son bien conocidas desde hace mucho tiempo, sugiriendo adelantar estudios que permitan comprobar el efecto de envenenamiento de estos sitios catalizadores, mediante inyeccin de estos productos especialmente formulados junto con el vapor. Entre los mecanismos de remocin de H2S disponibles actualmente en el mercado no existe alguno que se haya experimentado para las condiciones extremas de temperatura a la cual se acondiciona finalmente el lecho poroso despus del proceso ICV o IAV. Los sistemas de tratamiento mas comercializados difieren en que se fundamentan en principios de adsorcin y absorcin. La remocin por adsorcin consiste en que un slido en conjunto con un material altamente reductor de H2S o una resina cuya superficie ha sido

12

modificada apropiadamente con grupos amino, y reducida a forma granular es empleada en torres empacadas. Durante el proceso por absorcin, el gas agrio se hace burbujear a travs de una torre contenedora de una formulacin qumica la cual remueve en la mayora de los casos selectiva mente al H2S, convirtiendo al fluido agotado en un efluente conflictivo para poder disponerlo sin impactar el medio ambiente. Ambos procesos (adsorcin y absorcin) requieren separar previamente el gas del crudo para ser luego direccionado a las torres tratadoras (6). Otro esquema de endulzamiento es la aplicacin mediante inyeccin directa de un compuesto qumico en la lnea de produccin crudo/gas, el mtodo en cuestin ha sido mejorado con la incorporacin de boquillas aspersoras con el propsito de atomizar adecuadamente el producto en el seno de la corriente. Sin embargo, ste mecanismo de tratamiento tiene el inconveniente en que muchos productos comerciales forman subproductos slidos que causan problemas aguas abajo de el punto de aplicacin, adems del problema de espuma miento (7). Una tcnica ampliamente difundida es hacer la completacin del pozo de manera que se incluya un injection sub/chemical injection tubing a nivel de la empacadura de produccin, para de esta forma garantizar una aplicacin continua, desde la superficie de un producto absorbente o neutralizante de H2S, igualmente en pozos productores por gas-lift se incorporara el producto con el gas de levantamiento. El hecho de que el sulfuro de hidrgeno es un cido dbil con una primera constante de ionizacin de 10-7, sugiere que este puede ser neutralizado como cualquier otro cido por una base adecuada. Debido a su alto potencial qumico, tambin puede fcilmente formar xidos metlicos sin ningn otro compuesto qumico intermediario. El principio que gobern la hiptesis fundamental de la tecnologa evaluada en los pozos de Ta Juana fue tomar ventaja de esta reactividad, donde un compuesto de carcter bsico se intenta adsorber en el lecho poroso logrndose al mismo tiempo dos mecanismos para secuestrar el H2S, neutralizacin en un primer instante entre el H2S y la pelcula del producto

13

bsico, y la pasivacin de la superficie del grano de arena que puede ser reactivo catalticamente. El lecho poroso est conformado por arenas cuarzticas y arcillas reactivas en altas proporciones, el presente estudio se fundamenta en aprovechar los sitios adsortivos presentes en las arcillas cargadas negativamente, siendo la superficie de las lminas de arcilla las que tiene sitios cargados negativamente. Los bordes de estas lminas presentan frecuentemente cargas positivas, la presencia de calizas y dolomitas en una arena introducen adicional mente sitios cargados positivamente, por lo que diferentes tipos de arcilla tendran caractersticas adsortivas particulares. Tomando en cuenta las consideraciones, de la existencia en el lecho poroso de sitios con una gran actividad cataltica que fomentan la generacin de H2S durante los procesos de estimulacin trmica del yacimiento, se efectu la seleccin de un compuesto qumico que fcilmente sea adsorbido por dichos sitios, de manera que se logre un pasiva miento de estos. Se seleccion la urea como el elemento pasivante que adicional mente al ser expuesta a elevadas temperaturas promociona un proceso de hidrlisis: (NH2)2CO+ 3H20 -----------~ CO2 + 2NH4 + 20H Con generacin de iones hidrxilos en el sitio, incrementadose el pH del entorno tal como un tratamiento con un lcali, comparable con otros compuestos la urea es de muy bajo costo. La concentracin de urea variar con la composicin arcillosa presente en el lecho poroso, as como en el rea a ser barrida. Por lo tanto se debe inyectar suficiente producto para cubrir sustancial mente todos los sitios adsortivos presentes, de no tener en cuenta esta cantidad ptima mnima, la correspondiente pasivacin no ser garantizada. Un considerable conocimiento de la composicin del lecho poroso y de los fluidos de la formacin es necesario para determinar la cantidad ptima de urea a ser

14

inyectada para alcanzar el mximo de pasivacin. El objetivo del presente trabajo fue evaluar la capacidad pasivante de un compuesto orgnico, urea, sobre los sitios catalticamente activos presentes en la roca de un yacimiento estimulado trmicamente con vapor para controlar la concentracin del H2S generado durante los procesos IAV. Depuracin de H2S en Biogs y Otras Corrientes Gaseosas mediante Absorcin con NaOH y Biorreaccin (Con recuperacin de NaOH y de Azufre elemental) En un gran nmero de procesos (como en la industria petroqumica o en la produccin/gestin de biogs) se generan corrientes gaseosas que contienen elevadas concentraciones de cido sulfhdrico (H2S). La eliminacin de este compuesto se requiere por cuestiones de salud, seguridad y corrosin de materiales en contacto con estos gases. Hoy en da, existen varios mtodos de posible tratamiento para la eliminacin y conversin del H2S, pero ninguno tan econmicamente atractivo como el scrubber THIOPAQ. El sistema THIOPAQ puede describirse como un scrubber qumico, en el que la sosa consumida en la absorcin del H2S es continuamente regenerada en un biorreactor. En el scrubber el biogs entra en contacto con un lquido de lavado que contiene sosa. La absorcin del H2S dentro del scrubber se da en condiciones bsicas, permitiendo as la reaccin qumica del sulfhdrico con iones hidroxilo: H2S(g) + OH- (d) HS- (d) + H2O

Esquema de funcionamiento del sistema THIOPAQ El lquido de lavado, que contiene el azufre extrado de cido sulfhdrico se transfiere al biorreactor, donde se oxida este azufre hasta azufre elemental gracias a una serie de bacterias.

15

HS- (g) + 1/2O2(g)

S0 (s) + OH- (d)

En esta etapa se regeneran de nuevo los iones hidroxilo empleados anteriormente, que se recirculan hacia el primer scrubber producindose dos efluentes: el azufre elemental que puede ser reutilizado posteriormente como fertilizante y/o biocida, y una purga que consiste en sales de sodio sin nada de azufre en ninguna de sus formas, por lo que no representa un residuo peligroso y puede ser tratado depuradora normalmente. Plantas de procesamiento del gas natural El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases cidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio. Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar: - Toxicidad del H2S. - Corrosin por presencia de H2S y CO2. - En la combustin se puede formar SO2 que es tambin altamente txico y corrosivo. - Disminucin del poder calorfico del gas.

16

- Promocin de la formacin de hidratos. - Cuando el gas se va a someter a procesos criognicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica. - Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los lquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar. La concentracin del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversin de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente: 1 grano = 0,064798 g Peso molecular del H2S = 34. ppm (V) = %(V)*104 Granos/100PCN = (5.1) Miligramos/m = (5.2) Donde, %(V) es la concentracin en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentracin en partes por milln por volumen. Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algn mecanismo de

contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

17

ii) Regeneracin. En esta etapa la sustancia que removi los

gases cidos se somete a un proceso de separacin donde se le remueve los gases cidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambin es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2). iii) Recuperacin del Azufre. Como el H2S es un gas altamente

txico y de difcil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre slido o lquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacin del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayora de las veces, para comercializarlo. iv) Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad

recuperadora de azufre an posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocin del H2S bien sea transformndolo en azufre o envindolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existir si existe unidad recuperadora. v) Incineracin. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza

del gas de cola slo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun as no es recomendable descargarlo a la atmsfera y por eso se enva a una unidad de incineracin donde mediante combustin el H2S es convertido

18

en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento. Tipos de procesos

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categoras de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneracin con recobro de azufre y en otros si. Las cinco categoras son: - Absorcin qumica. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneracin se hace con incremento de temperatura y decremento de presin. - Absorcin Fsica. La regeneracin no requiere calor. - Hbridos. Utiliza una mezcla de solventes qumicos y fsicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes qumicos en cuanto a capacidad para remover los gases cidos y de los absorbentes fsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracin. - Procesos de conversin directa. El H2S es convertido directamente a azufre. - Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un slido que tiene afinidad por los gases cidos. Se conocen tambin como procesos de adsorcin. Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categora puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizs el

19

ms importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presin parcial. Procesos de absorcin qumica Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solucin en la cual hay una sustancia que reacciona con los gases cidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solucin entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solucin y los gases cidos son reversibles y por lo tanto la solucin al salir de la torre se enva a regeneracin. Los procesos con aminas son los ms conocidos de esta categora y luego los procesos con carbonato. El punto clave en los procesos de absorcin qumica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reaccin entre los componentes cidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reaccin para liberar los gases cidos ( bajas presiones y altas temperaturas). Procesos con aminas

El proceso con aminas ms antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los ms usados por su buena capacidad de remocin, bajo costo y flexibilidad en el diseo y operacin. Las alcanolaminas ms usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). Capacidad Comparativa de Varias Categoras de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presin Parcial del H2S. Los procesos

20

con aminas son aplicables cuando los gases cidos tienen baja presin parcial y se requieren bajas concentraciones del gas cido en el gas de salida (gas residual). Las reacciones de algunas aminas son las siguientes: RNH4S +RNH2 + H2S calor (5.3) RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)2RNH2 + CO2 RNH3HCO3 + Calor (5.5)RNH2 + H2O + CO2 Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay produccin de calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reaccin de derecha a izquierda o sea que a la solucin de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina. La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para

absorber H2S. La MEA tiene la reactividad ms alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S, adems como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulacin en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reaccin estequiomtrica para quitar un mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la prctica se usa alrededor de 0.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosin. La MEA es estable qumicamente y aunque la rata de reaccin con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues tambin remueve el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorcin de hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre

21

pues estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados. La MEA tiene una desventaja importante y es la alta prdida de solucin debido a lo siguiente: posee una presin de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas prdidas por vaporizacin, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen reclaimer para reversar parcialmente la degradacin y recuperar la MEA. La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las prdidas de solucin no son tan altas pues tiene una presin de vapor menor al igual que su velocidad de reaccin con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reaccin no se pueden descomponer en la regeneracin. La TEA prcticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S; igual situacin se presenta con las dems etanol-aminas. Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o ms para la DEA; tales concentraciones estn dadas por peso. La estequiometra de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas cido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65 moles de gas cido por mol de DEA

22

mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 por problemas de corrosin; el resultado de esto es que la tasa de circulacin de una solucin de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solucin de MEA. Mientras mayor sea la relacin H2S/CO2 mayor puede ser la concentracin de amina y el gas que puede eliminar la solucin pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosin. Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacin y desulfurizacin simultneas. La solucin usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a eliminar es baja. La solucin pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solucin rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora. La solucin rica se enva a regeneracin en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solucin pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora. En el regenerador la solucin rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacin de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que sali en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina lquida se enva, recircula, a la torre de regeneracin. Los tanques de almacenamiento y compensacin de la MEA, deben tener un colchn de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida. En el proceso de regeneracin de la amina al aplicar calor a la solucin rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido como reclaimer. Parte de la solucin pobre que

23

sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se enva al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando peridicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA. Procesos con carbonato

Tambin conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 35% por peso y a temperaturas de unos 230 F. En el proceso de regeneracin el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorcin. La mayora de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual acta como catalizador para acelerar las reacciones de absorcin y reducir as el tamao de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o cido brico. Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador.

Para la mayora de los procesos ms comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluacin econmica debe ser una estimacin de la tasa de circulacin del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operacin en la mayora de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaos de prcticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, estn relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Adems los tamaos del regenerador, el

24

rehervidor y el condensador de reflujo estn regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucin. Procesos de Absorcin Fsica La absorcin fsica depende de la presin parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presin del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminucin de presin y aplicacin baja o moderada de calor o uso de pequeas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucin y sin que se presenten reacciones qumicas; obviamente que mientras ms alta sea la presin y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solucin. Los procesos fsicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos ms pesados el uso de un solvente fsico puede implicar una prdida grande de los componentes ms pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases cidos y luego su separacin no es econmicamente viable. El uso de solventes fsicos para endulzamiento podra considerarse bajo las siguientes condiciones: Presin parcial de los gases cidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentracin de propano o ms pesados baja. Solo se requiere remocin global de los gases cidos (No se requiere llevar su concentracin a niveles demasiado bajos) Se requiere remocin selectiva de H2S) Entre estos procesos est el proceso selexol y el lavado con agua. Proceso Selexol

25

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayora de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 10 veces la del CO2, permitiendo la absorcin preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinacin la literatura reporta que simultneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2. Ventajas del Selexol: Selectivo para el H2S No hay degradacin del solvente por no haber reacciones qumicas No se requiere reclaimer. Pocos problemas de corrosin El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas cido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamao de equipo. Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2. Desventajas del Selexol. Alta absorcin de Hidrocarburos. Los procesos de absorcin fsicos son ms aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos ms pesados son bastante bajos. Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)

26

Solvente ms costoso que las aminas En algunos casos se ha presentado acumulacin de azufre en el solvente y depositacin de azufre en los equipos. Baja remocin de mercaptanos Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneracin. Proceso de Lavado con Agua.

Es un proceso de absorcin fsica que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones qumicas los problemas de corrosin son mnimos y el lquido usado se regenera hacindolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicacin de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre. El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases cidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos. En el proceso el gas cido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre est parcialmente endulzado y se enva a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se enva a un separador de presin intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de ste se represuriza para enviarla a un separador de presin baja donde se le remueven los gases cidos y de aqu el agua ya limpia se recircula a la torre.

27

Procesos Hbridos Los procesos hbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos qumicos, alta capacidad de absorcin y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes, especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos fsicos en lo relativo a bajos niveles de energa en los procesos de regeneracin. El proceso hbrido ms usado es el Sulfinol que usa un solvente fsico, sulfolano (dixido de tetrahidrotiofeno), un solvente qumico (DIPA) y agua. Una composicin tpica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composicin del solvente vara dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocin de COS, RSR y la presin de operacin. Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reduccin de la concentracin de gases cidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remocin, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes fsicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracin, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos qumicos. Ventajas del Sulfinol. Exhibe excelentes capacidades para la remocin de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tiene buena capacidad para remover gases cidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

28

El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradacin. La remocin de estos contaminantes es debida bsicamente a la presencia del sulfolano. La remocin selectiva del H2S es posible en algunos casos especficos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remocin de COS, RSR o CS2. Desventajas del Sulfinol. No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar. El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un reclaimer. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un reclaimer que trabaja al vaco en lugar de un reclaimer atmosfrico. Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneracin se pueden presentar prdidas por evaporacin. Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcin excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperacin de azufre. Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacin de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y lneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160 F. Procesos de Conversin Directa Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidacin reduccin que involucra la

29

absorcin de H2S en una solucin alcalina. Entre estos mtodos est el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja. Proceso Stretford.

Es el ms conocido de los mtodos de conversin directa y en el se usa una solucin 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relacin es una funcin del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorfico del gas. El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solucin del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentracin de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solucin permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se enva a un tanque de oxidacin, en el cual se inyecta oxgeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxgeno inyectado por el fondo del tanque de oxidacin enva el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover. Ventajas del Proceso Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM. Proceso Selectivo no remueve CO2. No requiere unidad recuperadora de azufre. Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansin para evaporacin

30

El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre. Desventajas del Proceso Es complicado y requiere equipo que no es comn en operaciones de manejo. El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; est en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho. Los qumicos son costosos. El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca. Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difcil. Proceso del Hierro Esponja. Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presin tambin. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina. Es un proceso de adsorcin en el cual el gas se hace pasar a travs de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reaccin qumica que ocurre es la siguiente: Fe2S3 + 3H2O (5.18)Fe2O3 + 3H2S

31

La temperatura se debe mantener por debajo de 120 F pues a temperaturas superiores y en condiciones cidas o neutras se pierde agua de cristalizacin del xido frrico. El lecho se regenera circulando aire a travs de l, de acuerdo con la siguiente reaccin: 2Fe2O3 + 6S (5.19)2Fe2S3 + 3O2 La regeneracin no es continua sino que se hace peridicamente, es difcil y costosa; adems el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas. El proceso de regeneracin es exotrmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustin. Generalmente, despus de 10 ciclos el empaque se debe cambiar. En algunos diseos se hace regeneracin continua inyectando O2 al gas agrio. Las principales desventajas de este proceso son:

Regeneracin difcil y costosa Prdidas altas de presin Incapacidad para manejar cantidades altas de S Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad

adecuada para venderlo. Una versin ms reciente de adsorcin qumica con xido de hierro utiliza una suspensin de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto ntimo entre el gas agrio y la suspensin de xido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reaccin no produce SO2. El gas proveniente de un separador gas-lquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remocin adicional de lquido que no se pudo retirar en el separador Gas-lquido; al salir del

32

despojador el gas est saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre est subsaturado con tales componentes y as evitar que en la contactora el gas pueda llevar lquidos que afectaran el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior. Procesos de Absorcin en Lecho Seco (Adsorcin)

Equipo y Proceso del Endulzamiento con Lechada de xido de Torre Contactora del Proceso de Endulzamiento con Lechada de

Hierro. xido de Hierro. En estos procesos el gas agrio se hace pasar a travs de un filtro que tiene afinidad por los gases cidos y en general por las molculas polares presentes en el gas entre las que tambin se encuentra el agua. El ms comn de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores tambin clasifican el proceso del hierro esponja en esta categora Aunque son menos usados que los procesos qumicos presentan algunas ventajas importantes tales como: Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presin. Se aplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2. Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorcin fsica similar al aplicado en los procesos de deshidratacin por adsorcin. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remocin de agua de tal forma que queda un slido poroso con un rango de tamao de poros reducido y adems con puntos en su superficie con concentracin de cargas; esto hace que tenga afinidad por molculas

33

polares como las de H2S y H2O; adems debido a que sus tamaos de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las molculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran nmero de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las molculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces inicos dbiles en los sitios activos, en cambio las molculas no polares como las parafinas no se ligarn a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrn endulzar y deshidratar simultneamente el gas. Las mallas moleculares estn disponibles en varios tamaos y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de molculas de H2S y H2O pero no el paso de molculas grandes como hidrocarburos parafnicos o aromticos. Sin embargo el CO2 es una molcula de tamao similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las molculas de H2S y agua, aunque en pequeas cantidades, y bloquear los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua. Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es comn presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 F. No sufren degradacin qumica y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no daarlas mecnicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho. La principal causa de dao mecnico son los cambios bruscos de presin o temperatura cuando se pasa la contactora de operacin a regeneracin o viceversa. El uso de mallas moleculares en endulzamiento est limitado a volmenes pequeos de gas y presiones de operacin moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratacin realizado con otros procesos o para deshidratacin de gases dulces cuando se

34

exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos crignicos. Proceso de endulzamiento con mallas moleculares. El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porcin del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600 F o ms, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta, ste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es quemado, generalmente. Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; adems se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua. Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Adsorcin con Mallas Moleculares. Las mallas moleculares se usan tambin para tratar volmenes grandes de gas pero con contenidos bajos de contaminantes cidos. Una innovacin reciente del proceso con mallas moleculares permite la remocin selectiva de H2S en presencia de CO2. Ventajas.

Son econmicamente favorables para endulzar gases con bajo Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2. Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar

contenido de H2S.

simultneamente.

35

Desventajas. El gas que sale de la regeneracin en algunos casos

no se puede mezclar con los gases de combustin del proceso de incineracin. Se puede formar CO2 en la malla molecular por reaccin entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneracin se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio. Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de

Endulzamiento

Seleccin de Procesos Aplicables Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos: Especificaciones del gas residual Composicin del gas de entrada Consideraciones del proceso Disposicin final del gas cido Costos Especificaciones del gas residual.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habr procesos que no podrn llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto sern eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorfico. La selectividad tambin es importante en casos en que la relacin CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas cido

36

por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeo de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizs el ms, en el gas de salida. El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinacin de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los lquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podra implicar tratamiento de estos lquidos. Este factor Caractersticas del Gas a Tratar. es determinante en el diseo del proceso de

endulzamiento, algunos procesos tienen desempeos muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la seleccin. En cuanto a la composicin del gas el rea de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras ms pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que tambin afectan el proceso de recuperacin de azufre. La presin del gas de entrada tambin es un factor importante en la seleccin del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorcin fsica requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrn aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas. La temperatura del gas tambin es importante porque define la temperatura del solvente; una buena recomendacin es que la temperatura del solvente sea unos 15 20 F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente est ms fro que el gas de entrada habr condensacin y los siguientes problemas de formacin de espumas.

37

La cantidad de gas a tratar define el tamao del equipo y posiblemente el nmero de plantas en paralelo cuando se manejan volmenes grandes de gas. Consideraciones del Proceso

La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer el diseo, esto es importante en los costos de equipo y operacin. La disponibilidad del medio de enfriamiento tambin es importante por la misma razn expuesta antes. Adems la temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulacin del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasara a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 140 F, lo cual impedir usar solventes fsicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas. Disposicin Final del Gas cido

La disposicin final del gas cido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineracin, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineracin no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornndolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Adems si el gas cido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere ms presin que si se va a incinerar.

38

Costos

Los factores de costo que se deben tener en cuenta son: Costos de equipo Costos de Potencia Costos de solvente Costos de combustible. Algunos procesos son ms eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorcin fsica y los hbridos son ms eficientes en este sentido que los de aminas.

Proceso de Absorcin La figura 1 muestra el esquema del proceso de absorcin en el cual el gas se pone en contacto en contracorriente con un aceite liviano a travs de una torre absorbedora. El contacto en la torre puede ser a travs de platos o de un empaque. El gas debe entrar a la torre fro para que se presente una mejor remocin de los componentes de inters. El aceite usado para hacer la remocin entra a la torre por la parte superior y se conoce como aceite pobre; cuando sale de la torre, por la parte inferior, lleva los componentes removidos al gas y se conoce como aceite rico. El gas que sale de la torre absorbedora es bsicamente metano y se conoce como gas residual. El aceite rico que sale de la absorbedora pasa a una columna de estabilizacin que en este caso, libera al aceite rico del etano y el metano que no pudo salir en la absorbedora; en este caso no se pretende obtener etano. Cuando se necesita etano, el aceite rico pasa a una desmetanizadora y el fluido que sale de esta pasa a una desetanizadora. El reflujo en la desentanizadora es para mejorar la separacin de metano y etano.

39

Figura N 1 Proceso de Absorcin Fuente: Gua de H2s

Proceso de Refrigeracin En este caso la mezcla gaseosa se enfra a una temperatura tal que se puedan condensar las fracciones de LPG y NGL. Los refrigerantes ms usados en este caso son fren o propano. El gas inicialmente se hace pasar por un separador para removerle el agua y los hidrocarburos lquidos. Al salir el gas del separador se le agrega glicol o algn inhibidor de hidratos para evitar que estos se formen durante el enfriamiento. Luego el gas pasa por un intercambiador donde se somete a pre-enfriamiento antes de entrar al Chiller donde le aplica el enfriamiento definitivo para llevarlo hasta aproximadamente -15 F. Del Chiller el gas pasa a un separador de baja temperatura donde habr remocin del glicol y el agua, y los hidrocarburos, como mezcla bifsica, pasan a una torre de fraccionamiento en la cual se le remueven los hidrocarburos livianos, C1 bsicamente, en forma gaseosa como gas residual que sale por la parte superior; los hidrocarburos intermedios C2, C3, C4 y C5+ salen por la parte inferior hacia almacenamiento si no se va hacer separacin de, al menos, LPG y NGL, o hacia fracionamiento si es

40

lo contrario. Parte de los gases que tratan de salir de la torre fraccionadora son condensados y reciclados para reducir el arrastre de hidrocarburos intermedios en el gas. El calentamiento en el fondo de la torre se hace para evaporar el metano y el etano; reduciendo la presin y aumentando la temperatura se puede conseguir una mejor separacin del metano y el etano de la fase lquida. 98%. Es posible recuperar pequeos porcentajes de C2 en este tipo de plantas, pero est limitado por el hecho de que no es posible, con las refrigerantes actuales, bajar la temperatura del gas antes de entrar a la absorbedora a valores por debajo de -40 F aproximadamente. 94%; C5+ 85%; C4 Los niveles tpicos de remocin de C3, C4, C5+ por este proceso son: C3 La mayora de las plantas usan freon como refrigerante y limitan la temperatura del gas de entrada a -20 F, porque a temperaturas por debajo de este lmite las propiedades mecnicas del acero de las tuberas se ven afectadas.

Figura N 2 Sistema de Refrigeracin por Absorcin asistido por energa solar y Gas Natural Fuente: Gua de H2S

41

Definicin de trminos Bsicos Absorcin: La absorcin es una operacin unitaria de transferencia de materia que consiste en poner un gas en contacto con un lquido para que este disuelva determinados componentes del gas, que queda libre de los mismos. La absorcin puede ser fsica o qumica, segn el gas que Adsorcin: Se llama adsorcin al fenmeno de acumulacin de partculas sobre una superficie. La sustancia que se adsorbe es el adsorbato y el material sobre el cual lo hace es el adsorbente. El proceso inverso de la adsorcin es la desorcin. Aminas: son compuestos qumicos orgnicos que se consideran como derivados del amonaco y resultan de la sustitucin de los hidrgenos de la molcula por los radicales alquilo. Segn se sustituyan uno, dos o tres hidrgenos, las aminas sern primarios, secundarios o terciarios, respectivamente. Bixido de Carbono CO2: Gas contaminante presente en el gas natural. En ausencia de agua no es corrosivo, sin embargo, en presencia de agua forma el cido carbnico que produce corrosin en los sistemas de tuberas metlicas. El bixido de carbono reacciona con el oxgeno y el cido sulfhdrico incrementando la accin corrosiva y reduce el poder caorfico del gas natural por dilucin volumtrica. Corrosin: se define como el deterioro de un material a consecuencia de un ataque electroqumico por su entorno. De manera ms general, puede entenderse como la tendencia general que tienen los materiales a buscar su forma ms estable o de menor energa interna. Siempre que la corrosin est originada por una reaccin electroqumica (oxidacin), la velocidad a la que tiene lugar depender en alguna medida de la temperatura, de la salinidad del fluido en contacto con el metal y de las propiedades de los metales en cuestin

42

Enriquecimiento del gas: Operacin dirigida a elevar el poder calrico de un gas por eliminacin de elementos inertes o a travs de la incorporacin de un gas con mas alto poder calrico.

Gas Residual o Pobre. Compuesto por metano bsicamente y en algunos casos cuando no interesa el etano, habr porcentajes apreciables de ste. Gases Licuados del Petrleo (LPG). Compuestos por C3 y C4; pueden ser compuestos de un alto grado de pureza (propano y butano principalmente) o mezclas de stos. Gas cido (o agrio): Gas natural que contiene cido sulfhdrico (hidrgeno sulfurado), dixido de carbono (anhdrido carbnico, gas carbnico) u otros componentes corrosivos y que debe ser tratado antes de su utilizacin. Gas asociado al petrleo: Gas que se presenta en los yacimiento junto al petrleo. Puede estar en el yacimiento como una capa libre, tambin mezclado con el petrleo y presentarse como condensado formando una sola faz lquida con l en determinadas condiciones de temperatura y presin. Gas natural: Gas que se presenta natural en el subsuelo y est constituido principalmente por metano. El gas natural tiene varios componentes, siendo el ms abundante el metano (80%), que se usa en los consumos domiciliarios, comerciales e industriales. Por su parte, el butano (2,5%) y el propano (6%) se emplean como gas licuado provistos en distintos tipos de garrafas. El etano (7%) es usado en la industria petroqumica como materia prima del etileno.

43

Lquidos del Gas Natural (NGL). Es la fraccin del gas natural compuesta por pentanos y componentes ms pesados; conocida tambin como gasolina natural. Sulfuro de hidrgeno (IUPAC) es un cido inorgnico de frmula H2S. Este gas, ms pesado que el aire, es inflamable, incoloro, txico y su olor es el de la materia orgnica en descomposicin, como los huevos podridos. A pesar de ello, desempea en el organismo del ser humano funciones esenciales. Toxicidad: Es la capacidad de algn producto de ser txico o venenoso tanto a plantas animales como seres humanos. Sistema De Variables Se define la variable como una caracterstica, cualidad o medida que puede sufrir cambios y es objeto de anlisis, medicin o control en una investigacin. Se denomina variable a un aspecto o dimensin de un fenmeno que tiene como caracterstica la capacidad de asumir distintos valores Es la relacin causa y efecto que se da entre uno y ms fenmenos estudiados. Variable Independiente: a aqulla que es manipulada por el investigador en un experimento con el objeto de estudiar cmo incide sobre la expresin de la variable dependiente. A la variable independiente tambin se la conoce como variable explicativa: Concentracin de Sulfuro de Hidrogeno. Variable Dependiente: Es la consecuencia de sucesos, en la combinacin de efectos causados por una variable independiente: Pasivacin del Lecho Poroso.

44

Tabla N 1 Operacionalizacin de la Variable

Variable

DimensionesCaracteristicas FsicosQumicas Pozos LSE-2706; LSE-4904

Indicadores% Agua y Sedimentos % p/p Azufre % p/p Vanadio % p/p Nquel Radio de Penetracin (Pies) Porosidad Saturacin Inicial de Agua (%) Saturacin Inicial de Petrleo (%) Contenido promedio de arcillas (%) Volumen a Inyectar (Bls) Presin de Fractura (Psi)

Sulfuro de Hidrogeno Programa de Bombeo Secuestrante

Determinar concentraciones Sulfuro Pasivacin del Lecho Poroso Eficiencia de Remocin de antes del tratamiento Relacin Remocin Conc. (ppm) H2S Entrada Conc. (ppm) H2S Salida Fuente: Noguera y Rocca 2010. de Eficiencia de de Sulfuro de Hidrogeno (ppm) hidrogeno Temperatura (C)

45