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Información tecnológica

versión On-line ISSN 0718-0764

Inf. tecnol. v.16 n.6 La Serena  2005

http://dx.doi.org/10.4067/S0718-07642005000600006 

 

Información Tecnológica-Vol. 16 N°6-2005, págs.: 33-36

COMPUTACION APLICADA

Simulación del Proceso de Endulzamiento de Gas Natural

Simulation of the Natural Gas Sweetening Process

G.V. Morales(1), G.M. Tirado(2), D.E. Cabrera(1) y L. Mercado(1)
(1) Facultad de Ingeniería, Instituto de Investigación para la Industria Química, (INIQUI-CONICET), Consejo de Investigación,
Universidad Nacional de Salta, Avenida Bolivia 5150, 4400 Salta-Argentina (email: gmorales@unsa.edu.ar)
(2) Facultad de Ciencias Exactas, Consejo de Investigación, Universidad Nacional de Salta, Avenida Bolivia 5150, 4400 Salta-Argentina.


Resumen

Se realiza la simulación del proceso de endulzamiento de gas natural (eliminación parcial del dióxido de carbono), utilizando el simulador HYSYS. Se realiza, también, un análisis de sensibilidad paramétrica para identificar las variables sensibles de operación para alcanzar las especificaciones de calidad del gas natural comercial, en cuanto al contenido de dióxido de carbono y mejorar la eficiencia del proceso. La absorción del dióxido de carbono del gas natural se lleva a cabo en una torre de platos, utilizándose como absorbente una solución metildietanolamina (MDEA) al 40 % en peso. Se trabaja con datos de corrientes gaseosas de pozos gasíferos de la Provincia de Salta en Argentina. Los resultados de la simulación permiten inferir que las variables sensibles para producir cambios importantes en los valores del producto final son el caudal y la temperatura de la solución de MDEA que ingresa a la torre de absorción y la temperatura de regeneración de la solución de MDEA.


Abstract

A simulation was carried out of the gas sweetening process (partial elimination of carbon dioxide) using the HYSYS simulator. Also, a parametric sensitivity analysis to identify the sensitive operational variables required to achieve quality specifications for commercial natural gas in relation to carbon dioxide content, while also improving the process efficiency, was performed. The gas sweetening process was carried out in a plate tower, using an absorbent solution of 40% w/w methyldiethanolamine (MDEA). The simulation was conducted using data streams from wells located in Salta (Argentina). The simulation showed that the MDEA solution flow, the MDEA temperature and the MDEA solution regeneration temperature were the most sensitive variables for obtaining important changes in the product values.

Keywords: natural gas, gas sweetening, process simulation, HYSYS, methyldiethanolamine


INTRODUCCIÓN

Las corrientes de gas natural poseen, impure­zas o contaminantes como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y agua. El N2 es un gas inerte que solo va a afectar el poder calorífico del gas y también, lógicamente, el costo de transporte. Mientras que el CO2 y el H2S, forman ácidos o solucio­nes ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Estas sustancias son muy indesea­bles y deben eliminarse del gas natural antes de su comercialización. Las Normas de Calidad del gas comercial establecidas por el ENARGAS (Ente Regulador del Gas) prevén, en Argentina, un contenido máximo de 3 mg de H2S/m3 de gas y de 2 % en volumen de CO2. Afortunadamente las corrientes de gas natural obtenidas de pozos gasíferos ubicados en la región noreste de la Provincia de Salta (Argentina), objetos de este estudio, se caracterizan por su bajo contenido en H2S que no supera las Normas de Calidad establecidas por el ENARGAS. Sin embargo, algunas de estas corrientes gaseosas poseen un alto contenido de CO2 y se denominan “gases ácidos” (Ikoku, 1992 ).

Los procesos para eliminar las sustancias ácidas del gas natural se conocen como “procesos de endulzamiento del gas natural”, y se realizan utilizando algún absorbente de las sustancias ácidas, por ejemplo las soluciones de aminas (Kohl y Nielsen, 1997). Estos procesos deben lograr que las corrientes de gases tratadas cumplan con las Normas de Calidad del gas natural comercial en cuanto al contenido de CO2 y, deben cumplir con la economía del proceso; es decir, que la sustancia absorbente usada pueda ser recuperada y reutilizada en circuito cerrado. Se encuentra muy poca información en la lite­ratura sobre las características de los proce­sos de endulzamiento de gas natural dado que al ser desarrollado los mismos, en su mayoría, por compañías que realizan este trabajo, los datos no están disponibles. En estos casos el uso de paquetes interactivos de simulación de procesos resulta suma­mente útil, tanto para analizar problemas de operación en plantas existentes, como así también para diseñar nuevas plantas (Mackenzie et al., 1987). En este trabajo se realiza la simulación de un proceso de endulzamiento del gas natural (eliminación parcial del CO2), usando el simulador HYSYS en estado estacionario y se realiza un análisis de sensibilidad paramétrica para identificar las variables sensibles de operación para alcanzar las especificaciones de calidad  del gas natural comercial y mejorar la eficiencia del proceso.

DESCRIPCION DEL PROCESO

El proceso que se simula es una instalación típica para endulzamiento de gas natural (Morales et al., 2003) y consiste en la remoción del CO2, únicamente, utilizando una solución de  MDEA al 40 % en peso. Las sustancias ácidas: H2S, sulfuro de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2) a lo sumo están presentes en cantidades de trazas. Este proceso se completa con la posterior regeneración de la amina utilizada en una torre de destilación (Fig.1). Se trabaja con datos de corrientes gaseosas de pozos gasíferos de la Provincia de Salta (Argentina). El ejemplo que se presenta corresponde a una corriente gaseosa con un contenido moderado de CO2 y sus concentraciones molares se dan en la Tabla 1. El equilibrio líquido-vapor se calcula utilizando la ecuación de estado Peng-Robinson.

Tabla 1: Datos de la Corriente Gas Natural

T = 67 °C         P = 1100 psia

Caudal de Gas: 700080 m3/d

Componentes

Fracción molar

Metano

0.79720

Etano

0.06131

Propano

0.02315

i-Butano

0.00610

n-Butano

0.01206

i-Pentano

0.00703

n-Pentano

0.00754

n-Hexano

0.01407

n-Heptano

0.02814

Nitrógeno

0.00895

CO2

0.02915

H2O

0.00543

En la Fig. 1 se presenta el esquema del proceso desarrollado en el HYSYS. Las dimensiones de los equipos corresponden a los de Plantas Industriales ubicadas en Salta (Argentina). El esquema de la Fig. 1 muestra que el gas pasa, primeramente, por un separador bifásico (Separador-1) para remover algo de líquido que contenga antes de su ingreso al absorbedor. El absorbedor es una torre de platos que trabaja a presiones de yacimiento, en la cual el gas a ser purificado ingresa por el fondo y en sen­tido contrario a la solución de MDEA pobre o magra (muy baja concentración de CO2).

Fig. 1: Proceso de Endulzamiento del Gas Natural – Esquema del HYSYS.

El gas purificado sale por la cabeza del absorbedor y la amina rica en CO2 sale por la base del mismo y es enviada a regeneración. Dado que la regeneración de la solución de amina es favorecida por menores presiones y mayores temperaturas, se coloca una válvula de nivelación en la línea de flujo de la amina, que cumple la función de disminuir la presión hasta 5 kg/cm2. Esto permite separar parte del CO2 de la amina en un segundo separador (Separador2). A continuación el intercambiador de calor cumple la función de precalentar la amina rica en CO2, antes de su ingreso al regenerador, por inter­cambio de calor con la amina magra que viene del mismo. El regenerador es una torre de platos donde la solución de amina rica desciende en dirección contraria a los vapores de extracción ascendentes que consisten sobre todo en vapor de agua. Si en el regenerador se supera la temperatura de descomposición de la amina, la misma no podrá ser recuperada y reutilizada (Daptardar  et al.,1994). Finalmente, en el mezclador se com­bina la amina magra que proviene del regene­rador con la amina de reposición. La necesi­dad de reponer la solución de MDEA surge del hecho de que parte de la misma se pierde por las cabezas del absorbedor y del regene­rador.

El análisis de sensibilidad paramétrica se realiza investigando las siguientes condiciones del proceso: el caudal y la temperatura de la solución de MDEA que ingresa al absorbedor y la temperatura del reboiler del regenerador.  En cada caso se llevó a cabo la correspondiente simulación del proceso.

Se ha considerado que el comportamiento general del proceso es similar al de una absorción física (Campbell, 1979).

RESULTADOS Y DISCUSIÓN

En la Fig. 2 se presenta la cantidad de CO2 extraído (kgmol/h) en función del caudal de solución de MDEA que ingresa al absor­bedor, por encima del caudal mínimo (1452 kgmol/h,  para el ejemplo presentado). Si bien para cada situación en particular el simulador permite encontrar el caudal mínimo de solución de MDEA que se debe alimentar al absorbedor para extraer la cantidad de CO2 deseada, téc­nicamente es necesario trabajar con caudales de solución de MDEA por encima del caudal mínimo.

Fig. 2: Solución de MDEA  vs. CO2 extraído.


Como puede observarse en la Fig. 2, a medida que aumenta el caudal de la solución de MDEA, aumenta la cantidad de CO2 extraído. Sin embargo, la cantidad de solución de MDEA a ser utilizada surge de un estudio económico en la etapa de regeneración de la amina, dado que el tratamiento de grandes caudales de amina podría resultar antieconómico al tener que aumentar el tamaño del reboiler del regenerador.

La Fig. 3 muestra datos de las pérdidas de la solución de MDEA en la cabeza del regenerador en función de la temperatura del reboiler. Se observa que si bien un aumento de temperatura en el reboiler favorece la regeneración de la solución de MDEA por desprendimiento de CO2, aumentan las pérdidas de la amina por evaporación en la cabeza del regenerador y en consecuencia el costo de reposición de la misma. Se observa, también, que las pérdidas de la solución de MDEA por evaporación se hacen muy impor­tantes por encima de los 110 °C.

Fig. 3: Evaporación de MDEA vs.Temperatura del reboiler.

Se simuló, también, el proceso con distintas temperaturas de ingreso de la solución de MDEA al absorbedor, observándose que a medida que se incrementa la temperatura de la solución de amina disminuye la cantidad de CO2 absorbida. Este hecho permite inferir que la solubilidad del CO2 en la solución de amina es un factor limitante que controla el proceso por encima de 35 °C, lo cual coincide con lo expresado por Lunsford y Bullin (1996). Simulaciones realizadas con datos de otras corrientes gaseosas muestran igual tendencia en los resultados.

CONCLUSIONES

Los resultados de la simulación del proceso de endulzamiento de gas natural permiten inferir que las variables sensibles de operación son el caudal y la temperatura de la solución de MDEA que ingresa al absorbedor y, la temperatura de regeneración de la misma. Se observa que la temperatura seleccionada para la solución de amina dependerá de un estudio del costo energético del proceso. Por otra parte, si bien el aumento de la tempera­tura en el reboiler del regenerador permite obtener una solución de amina de mayor pu­reza, esto daría lugar a un aná­lisis económico entre el costo de calentamien­to en el reboiler, y el beneficio de una mayor recuperación de la amina.

REFERENCIAS

Campbell J.M., ”Gas Conditioning and Processing”, 3a Edición, 2, 222-227, Campbell Petroleum Series, Oklahoma, USA (1979).        [ Links ]

Daptardar, S.D., V.V. Mahajani, S.J. Chopra, P.K. Sen y S.C. Sridhar, “On degradation of chemical solvents for bulk removal of CO2”,Gas Separation & Purification, 8, 115-121 (1994).         [ Links ]

Ikoku C. U., “Natural gas production engineering”, 1a edición, 30-45. Krieger Publishing Company, Malabar, Florida, USA (1992).        [ Links ]

Kohl A. y R. Nielsen, “Gas Purification”, 5a edición, 40-174. Gulf Publishing Company,  Houston, Texas, USA (1997).        [ Links ]

Lunsford K.M. y J.A. Bullin, “Optimization of Amine Sweetening Units”, Actas del AIChE Spring National Meeting, 12-24, NY: American Institute of Chemical Engineers, USA (1996).        [ Links ]

Mackenzie, D.H., F.C. Prambil, C.A. Daniels y J.A. Bullin, “Design & operation of selective sweetening plant using MDEA”, Energy Progress, 31-36, March (1987).        [ Links ]

Morales G.V., G.M. Tirado y D.E. Cabrera, “El uso de soluciones de mezclas de aminas para remover el CO2 del gas natural”, Actas del Congreso Interamericano de Computación aplicada a la Industria de Procesos, 157-160, Puebla, México, octubre 20-23 (2003).            [ Links ]