Selección de tecnologías para el tratamiento del gas natural

La demanda por el gas natural continúa creciendo, nuevas y previamente ignoradas áreas productoras de gas están siendo re-visitadas. Lugares donde en el pasado se despreciaba la extracción de gas por la baja calidad y/o costes prohibitivos asociados están ahora en el punto de mira de las compañías internacionales. Los precios del gas han continuado elevándose y nuevas tecnologías de tratamiento de gas se han desarrollado, por lo que el tratamiento y venta de estos volúmenes de gas es ahora viable.

Las nuevas vetas incluyen el gas de las vetas de carbón, gas de los vertederos de residuos, y gas de biodigestores, etc. Cada uno de estos chorros de gas pueden obtener hasta un 50 % de dióxido de carbono, hasta un 5 % de oxígeno, sulfito de hidrógeno y nitrógeno. Todos estos agentes deben eliminarse para cumplir las especificaciones de las tuberías. Muchos de estas nuevas fuentes de gas entran en las plantas a una presión relativamente baja, requiriendo compresión a la entrada.

En este artículo vamos a resumir las tecnologías esenciales que están disponibles para el tratamiento de gas de la forma más eficaz y económica posible.

Para decidir la tecnología de tratamiento de gas que mejor se adapta a las necesidades es preciso determinar los contaminantes que están presentes, los parámetros de operación de descarga y entrada (tales como la presión, temperatura, caudal, composición de gas y concentración de contaminantes permitidos en la venta de gas. También es necesario conocer la disponibilidad de energía, las condiciones ambientales y las restricciones regulatorias.

Una vez está disponible esta información es necesario investigar en detalle el proceso y realizar una evaluación preliminar. El proceso se estudiará mediante diagramas de flujo, iniciando el análisis por el principio a lo largo de todo el sistema, y tomando en consideración comprender el efecto de cada contaminante en el proceso inmediato, así como en los subsiguientes procesos aguas abajo. La evaluación del proceso incluirá no sólo la comparación de los costes de capital del proceso sino también los costes de operación y mantenimiento, los costes de uso de combustible y eliminación de residuos, los costes de uso de combustible y pérdidas de producto por venteo o llamaradas.

Selección de tecnologías

Es un imperativo comprender las capacidades y limitaciones de las diferentes tecnologías existentes y como los diferentes procesos pueden complementarse o entrar en conflicto entre sí. Por ejemplo, el oxígeno en el chorro de gas tendrá un efecto perjudicial en la amina, pero no tendrá impacto en todas las membranas. Consecuentemente, si la amina es la tecnología elegida, un sistema de retirada de oxígeno, tal como Newpoint´s X-O₂ cayalytic removal system , debe ser considerado para su instalación aguas arriba en la planta. Este paso no es requerido si se usan membranas, dependiendo de la concentración de oxígeno y las especificaciones de la tubería. En los casos en los que H2S está presente y se usan membranas, puede instalarse un H2S scavenger en el chorro de entrada o salida, o puede seguirse con una unidad de amina, dependiendo de las concentraciones de H2S. Esto puede ser una configuración viable cuando se intenta minimizar el consumo de energía y las pérdidas de producto en los chorros de gas con altas concentraciones de contaminantes. Las membranas y las unidades PSA tienen una reputación de ser efectivas solamente para la retirada de de contaminantes sin exhaustividad, ineficientemente, y con pérdidas de componentes de hidrocarburos. Pero estas desventajas pueden ser compensadas por el mínimo coste comparado con otras tecnologías alternativas. H2S Scavenger, tales como SulfaTreat, no es tampoco caro, y es una forma fácil de capturar los contaminantes tóxicos y puede evitar el uso de unidades de recuperación de azufre (SRU), pero los costes de mantenimiento/material pueden hacer esto no atractivo. Es también útil conocer cualquier requerimiento que pueden tener el grupo de operaciones. Un ejemplo de preocupaciones es que suelen existir recelos para poner gases ácidos a través de compresores y ello requiere retirar H2S antes del paso de compresión. Dependiendo del contenido de H2S en el gas, puede colocarse un H2S scavenger, seguido de una planta de amina después de la compresión, o todos los tratamientos pueden ser llevados a cabo usando un sistema simple de amina. A partir de estas ideas básicas, y una vez que se comprenden las limitaciones y restricciones del sistema que va a diseñarse, puede avanzarse hacia el diseño de detalle. Se empezarán a estudiar en detalle cuestiones típicamente económica como el uso de un sistema de membrana o uno de amina.

Bibliografía: Selectign gas treating technologies. Gas. PTQ Supplement

Palabras clave: biodigester gas, amine, Pressure Swing Adsorption (PSA), sulphur recovery unit