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Proceso de endulzamiento de
gas natural utilizando MEA y
DEA
Publicada el 7 de noviembre de 2017
Angélica Alcántara
Junior Engineer at Cayros Group
I.
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INTRODUCCIÓN
El gas natural representa la tercera fuente de energía más utilizada a
nivel mundial, por lo que año tras año ha ganado mayor relevancia en
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la industria, sin embargo, en México la mayoría de los campos
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petroleros no poseen la infraestructura para captar y procesar el gas, por
lo una gran cantidad del gas es venteado a la atmósfera, desperdiciando
así todo el potencial económico que éste proporciona.
El gas natural asociado o disuelto, es una mezcla de hidrocarburos
parafínicos gaseosos, formado principalmente por metano y en menor
medida por etano, propano, butano y algunas impurezas, como el agua,
helio, compuestos sulfurados (H2S), dióxido de carbono (CO2),
nitrógeno (N2) y trazas de otros hidrocarburos más pesados, lo cual
varía de acuerdo al yacimiento de extracción. Las impurezas presentes
en el gas hacen que el mismo se caracterice por ser amargo debido a los
componentes ácidos que posee, hidratado, por la presencia de vapor de
agua y húmedo por los hidrocarburos líquidos que contiene. Debido a
la naturaleza y características de este gas, proveniente de la separación
previa con el aceite y demás fluidos, a través de separadores bifásicos o
trifásicos, es necesario adecuarlo para ser llevado a las especificaciones
de comercialización que se muestran en la Tabla 1.
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Dentro de los procesos que comprenden el tratamiento del gas natural
se encuentran: proceso de deshidratación, que elimina o reduce la
presencia de agua, proceso de endulzamiento, que elimina o reduce los
componentes ácidos, y el ajuste del punto de rocío para eliminar los
hidrocarburos líquidos.
El aumento en la demanda del gas natural exige la mejora de estos
procesos, mediante el incremento de producción de gas dentro de los
estándares de calidad que rigen el mercado y a la vez disminución de
los gastos operativos.
II.
ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL
La presencia de altas cantidades de gases ácidos puede ocasionar
complicaciones en el flujo y procesamiento del gas, entre los cuales se
destaca el ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2),
caracterizándose por:
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En la actualidad existen diversos procesos que permiten eliminar los
componentes ácidos del gas, sin embargo, la selección depende de
ciertos factores como lo son la composición, volumen, la demanda
energética y económica, así como la efectividad de los procesos en la
remoción de CO2 y H2S.
Los procesos más comúnmente utilizados en el endulzamiento del gas
son:
Absorción química: Este proceso se basa en el contacto contra
corriente de un disolvente líquido y el gas ácido a través de una
torre contactora, la cual se encuentra a baja temperatura y alta
presión, a estas condiciones de operación la solución seleccionada
es capaz de reaccionar con los gases ácidos, remover los
compuestos indeseables, y ser regenerada nuevamente para su
posterior uso. Los materiales más comúnmente utilizados son las
aminas o mezclas de ellas, como la monoetanolamina (MEA),
dietanolamina (DEA), metildietanolamina (MDEA),
diisopropilamina (DIPA), diglicolamina (DGA). Entre otros
procesos químicos se encuentran las disoluciones de carbonato de
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potasio (Benfield, Catacarb, Giammarco-Vetrocoke) y el hidróxido
de sodio (no regenerativo).
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Absorción física: Este proceso también se basa en el contacto de la
fase líquida con la fase gaseosa, sin embargo, no se produce
ninguna reacción química, por el contrario, solo ocurre un
intercambio de masas entre ambos fluidos. Para que la absorción
sea efectiva en este caso es necesario que el gas posea alta presión
y alta concentración de contaminantes ácidos. Los disolventes más
utilizados en esta técnica son el Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor
Solvent, IFPexol, entre otros. Una de las desventajas de esta técnica
tiene que ver con la afinidad que existe entre el disolvente y los
hidrocarburos más pesados, lo cual resta valor calorífico al gas.
Absorción híbrida o mixta: Se caracteriza por el uso de
disolventes tanto químicos como físicos, lo que otorga gran
capacidad de absorción para la remoción de compuestos
contaminantes. El proceso mixto más conocido es el Sulfinol,
emplea como disolvente químico (DIPA), el cual tiende a disminuir
en gran proporción la concentración de ácidos y el componente
físico sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), que remueve los
ácidos de manera más general.
Adsorción: Esta técnica está asociada a la adhesión y por lo tanto
remoción de compuestos indeseables del gas a través de un medio
sólido. El caso más común son las llamadas mallas moleculares,
que, al contar con cargas polares sobre su estructura porosa, tienen
la capacidad de favorecer la atracción de ciertas moléculas polares,
más específicamente, las del agua y del sulfuro de hidrógeno, por lo
tanto, el gas resultante se encuentra deshidratado y endulzado. Una
de las principales desventajas de este método radica en que los
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poros que la componen son fácilmente obstruidos por moléculas
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más pequeñas de dióxido de carbono, disminuyendo la eficiencia
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del proceso, y además los volúmenes de gas que maneja son bajos.
Teóricamente existen varias metodologías que pueden ser tomadas
como el punto de partida, para determinar la tecnología más óptima
según sea el caso, dependiendo principalmente de la concentración de
gas ácido de la corriente, de la concentración mínima requerida, del
flujo o de la presión, tal como se muestra en la Figura 1, Figura 2 y
Figura 3.
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III.
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SIMULACIÓN DE PROCESOS
La simulación de los procesos dentro de la industria petrolera ha
llegado a formar parte esencial de toda actividad, ya que a medida que
transcurre el tiempo se va haciendo mayor la necesidad de encontrar
aumento en la eficiencia y por lo tanto mejoramiento de las tecnologías
y de los resultados.
Cada corriente de gas producida contiene una composición distinta, en
consecuencia, el diseño de un proceso de endulzamiento varía de
acuerdo a ello. Sin embargo, en el caso del endulzamiento del gas la
técnica mayormente aplicada, debido a los beneficios que aporta es, a
partir del uso de las aminas. Por lo cual se utilizó un simulador de
procesos comercial que permitiera generar los resultados
correspondientes, mediante la variación de las aminas más comunes,
manejando una corriente de gas característica del golfo de México.
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A continuación, se muestra un diagrama de flujo (Figura 4), el cual
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representa el proceso básico del endulzamiento con aminas, donde se
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cumplen cuatro etapas, separación del líquido remanente presente en el
gas, remoción de los componentes ácidos a través del contacto con la
amina seleccionada dentro de la torre, nuevamente un proceso de
separación para eliminar posibles trazas de amina y agua dentro de la
composición del gas dulce (Knockout), y por último separación de las
fases de la amina que sale de la torre contactora, antes de ser enviada al
proceso de regeneración.
IV.
ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS
Se realizó la simulación del proceso de endulzamiento de gas, mediante
el uso de dos grupos de aminas comúnmente utilizadas en la industria
petrolera, monoetanolamina (MEA) y dietanolamina (DEA). Durante la
simulación se introdujeron las mismas condiciones de entrada, y se
obtuvo para ambos procesos, la composición final tanto de la corriente
de gas dulce, así como la corriente de amina, antes de su regeneración
(Tabla 2 y Tabla 3).
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V.
RESULTADOS
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De los resultados arrojados por la simulación, se puede observar3 que la
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remoción de ácidos (CO2 y H2S) tanto con MEA como con DEA, se
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cumplió al 100%, notándose una diferencia mínima (mayor absorción
de ácidos con MEA), de tal forma que, ambos sistemas son eficientes al
momento del endulzamiento del gas, según las condiciones dadas para
este sistema (Tabla 4). Sin embargo, cabe resaltar que, a pesar de
poseer características similares, son diferenciadas, por varias razones,
una de ellas tiene que ver con los compuestos hidrocarburos, ya que
una vez procesado el gas a través de la amina DEA, disminuye en cierta
medida la cantidad de los mismos, restando poder calorífico al gas,
Figura 5.
A pesar de que las condiciones iniciales de las corrientes de gas fueron
las mismas, para el caso de las aminas existe una variación, es decir,
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teniendo misma presión y temperatura, las tasas de flujo difieren,3
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haciéndose necesaria mayor proporción de agua y de MEA para lograr
la eliminación total de los ácidos, así como de una mayor demanda
calórica (Figura 6). Por consiguiente, el gas portará más concentración
de estos compuestos en su composición final, utilizando MEA (Tabla
5).
Se realizó un análisis de sensibilidad dónde se disminuyó la presión y
temperatura en la corriente de entrada del gas ácido (84Kg/cm2 y
40°C), así como en la entrada de la solución de amina y agua (83
Kg/cm2 y 49°C), obteniéndose algunos resultados similares al primer
caso. En cuanto a la eliminación de compuestos ácidos, la MEA logra
un completo grado de despojamiento, con respecto a la DEA, quién
muestra un ligero aumento de CO2 y H2S en la composición final del
gas (Tabla 6).
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En relación al porcentaje de recuperación de componentes
hidrocarburos, a estas condiciones difirió en menor proporción,
comparado con el primer escenario, por lo que el poder calorífico no se
ve afectado en este caso (Figura 7).
Otra observación realizada tiene que ver con las tasas de flujo, ya que
la disminución de presión y temperatura en la corriente de entrada de
las aminas, afectó directamente esta variable, pero, solo en el caso de la
MEA, haciéndose mayor el gasto a estas nuevas condiciones, lo cual no
fue correspondiente con la tasa de flujo de la DEA, en donde no hubo
variación en ninguno de los dos escenarios (Figura 8).
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VI.
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CONCLUSIONES
A partir de los resultados obtenidos en la simulación, el proceso de
endulzamiento resulta más eficiente mediante el uso de la amina DEA,
manejando una corriente de gas específica, a iguales condiciones de
presión y temperatura, ya que a pesar de que ambas aminas cumplen
con los requerimientos de comercialización, la DEA aporta mayores
beneficios que la MEA. Lo que implica menor gasto de solución de
amina, menor demanda de energía y una adecuada recuperación de
componentes hidrocarburos.
BIBLIOGRAFÍA
Martínez, M. (2000). Ingeniería de Gas, Principios y Aplicaciones.
Endulzamiento del Gas Natural. Ingenieros Consultores SRL.
Maracaibo, Venezuela
Figura 1. Oilfield Processing of Petroleum, Vol 1: Natural gas.
Thomas & Manning.
Me
Figura 2. Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers 3
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Association. 10ma edición.
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Figura 3. Engineering Data Book, Gas Processors Suppliers
Association. 12va edición.
Ver más en http://cayrosgroup.com/blog/
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