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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS
DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE ABSORCIÓN Y CONVERSIÓN DIRECTA DE H2S
Trabajo Especial de Grado presentado ante la
Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
Autor: JULIANA GUADAMA
Tutor: Jorge Barrientos
Maracaibo, Junio de 2006
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DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE ABSORCIÓN Y CONVERSIÓN DIRECTA DE H2S
REALIZADO POR:
_____________________________ ING. JULIANA GUADAMA
C.I. 13.026.031 Dirección: Av. 15 Las Delicias
con calle 80. Edificios Las Morochas. Torre II
Teléfono:0261-7592662 / 0414-6584698
______________________________ TUTOR: Jorge Barrientos
C.I. 3.509.055 Dirección: Calle 74 Av. 13A Edif.
Sarandi, Sector Tierra Negra Teléfono: 0261-7598832/0416-
8622883 [email protected]
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APROBACIÓN
Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado “DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE ABSORCIÓN Y CONVERSIÓN DIRECTA DE H2S” que el Ing. Juliana Guadama C.I. 13.026.031, presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Artículo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda II del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de
MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS
________________________
Coordinador del Jurado Prof. Jorge Barrientos
C.I. 3.509.055
___________________ ____________________ Prof. Edinson Alcántara Prof. Orlando Zambrano C.I. 3.453.064 C.I. 7.548.612
________________________
Profa. Cateryna Aiello Directora de la División de Postgrado
Maracaibo, Junio de 2006
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RESUMEN
GUADAMA ROJAS, Juliana Del Valle, C.I. V- 13.026.031. “DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE ABSORCIÓN Y CONVERSIÓN DIRECTA DE H2S”. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado de Ingeniería. Maestría en Ingeniería de gas. Maracaibo. Junio de 2006. Trabajo de Grado para optar al título de Magíster Scientiarum en Ingeniería de gas. El Trabajo de grado está enfocado en la línea de investigación de Tratamiento del Gas Natural, específicamente en el área de endulzamiento. Esta investigación se basó en el desarrollo de un programa que permite simular el comportamiento de las variables operacionales de una planta de conversión de azufre tipo LOCAT. El desarrollo se basó en la planificación y ejecución de la siguiente metodología. Se realizó la búsqueda de la información documental del funcionamiento del proceso LOCAT, con el fin de determinar las variables y su comportamiento, en este ocurren dos reacciones: Una en la sección del amortiguador (absorbedor), donde el sulfuro de hidrógeno (H2S) se convierte a azufre (S) cuando se pone en contacto con la solución catalítica. La segunda reacción ocurre en la sección del oxidador (regenerador), donde el hierro en estado ferroso se oxida y pasa al estado férrico nuevamente para ser usada en la sección del amortiguador. Luego se realizó el cálculo manual del proceso LOCAT, determinando la cantidad y concentración de cada una de las variables operacionales, en esta parte se determinó la cantidad de gas ácido a la entrada y gas dulce a la salida del absorbedor cumpliendo con la cantidad de H2S requerido en el gas dulce garantizando un óptimo rendimiento del sistema. En este proceso el cálculo de la solución catalizadora basado en hierro quelatado (EDTA) depende de la cantidad de H2S a remover. Finalmente se hizo el estudio y programación del sofware en lenguaje Visual Basic, el cual permite tener una visualización del proceso, calculo de las variables operacionales, así como también el reporte de los resultados. Palabras clave: H2S, S, LOCAT, EDTA, Catalizador.
5
ABSTRACT GUADAMA ROJAS, Juliana Del Valle, C.I. V- 13.026.031. “DISEÑO DE UN PROGRAMA PARA LA SIMULACIÓN DE UN PROCESO DE ABSORCIÓN Y CONVERSIÓN DIRECTA DE H2S”. La Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado de Ingeniería. Maestría en Ingeniería de gas. Maracaibo. Junio de 2006. Trabajo de Grado para optar al título de Magíster Scientiarum en Ingeniería de gas.
This degree work was focused in the line of investigation of Natural Gas Treatment, specifically in the sweetening area. This investigation are been based on the development of a program that allows to simulate the behavior of the operational parameters of a sulfur conversion LOCAT type plant. The development are been based on the planning and execution of the following methodology. To search of the documentary information of LOCAT process operation, with the purpose of determining the variables and their behavior, in these happen two reactions: One in the absorber section, where the hydrogen sulfide (H2S) becomes to sulfur (S) when it is put in contact with the catalytic solution. The second reaction happens in the regenerator section, where the iron in ferrous state oxidizes and changes to the ferric state to be used again in the section of the absorber. Soon the manual calculation of process LOCAT was made, determining the amount and concentration of each one of the operational variables, in this part when coming out determine the amount of acid gas to the entrance and sweet gas of the absorbent one fulfilling the amount of H2S required in the sweet gas guaranteeing an optimal yield of the system. In this process the calculation of the catalytic solution based on chelated iron (EDTA) depends on the amount of H2S to remove. Finally the study was made and programming of software in Visual BASIC language, which allows having a visualization of the process, calculate of the operational variables, as well as the report of the results. Key words: H2S, S, LOCAT, EDTA, Catalyst.
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DEDICATORIA Ama siempre con toda la mente y el corazón. Así avanzarás en los caminos que te propones recorrer. A Dios Todopoderoso A mi Madre Bertina Rojas de Guadama A mi Padre Omar Ramón Guadama A mis Hermanas Mariana Guadama y Rosángela Guadama A toda mi familia A mi amor Ricardo Montenegro A mi tío David Rojas y a mi abuelo Augusto que aunque no estén presentes físicamente lo están dentro de mí ser.
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AGRADECIMIENTOS
A la Ilustre UNIVERSIDAD DEL ZULIA, por darme la oportunidad de realizar mis estudios de Pregrado y Postgrado formándome no sólo como profesional sino como persona. Al FONACIT, Institución que con su apoyo económico hizo posible la ejecución de este proyecto y como becaria de esta prestigiosa institución pude desarrollar la Maestría A MI TUTOR, el Prof. Jorge Barrientos quien con su apoyo, consejos y solidaridad ha sido siempre una guía. A mi amiga de Maestría por tan buenos momentos compartidos y todo su apoyo incondicional cada vez que la he necesitado, Elsa Pérez. Al Prof. Marcías Martínez, por su orientación y apoyo al comienzo del trabajo especial de grado para la exitosa culminación del mismo. A mi prima Sol Bracho, por que en aquellos momentos críticos me extendió su mano, apoyándome en la resolución de los problemas presentados en el desarrollo de la tesis, con el fin de dar continuidad a lo comenzado. A todas aquellas personas que de una u otra forma me han impulsado a lograr esta meta, aunque no las nombro gozan de todo mi gratitud.
8
ÍNDICE DE CONTENIDO Página APROBACIÓN ………………………………………………….…………..………………… 3 RESUMEN ……………………………………………………………………..………………. 4 ABSTRACT ………………………………………………………………….…………………. 5 DEDICATORIA ……………………………………………………………….………………. 6 AGRADECIMIENTOS …………………………………………………………............ 7 ÌNDICE DE CONTENIDO ……………………………………………………........... 8 LISTA DE FIGURAS ……………………………………………………………………….. 14 LISTA DE TABLAS …………………………...…………………………..….…......... 18 NOMENCLATURA………………………………………………………………………………. 19 INTRODUCCIÓN ………….………………………………………………………………… 21 CAPÍTULO I EL PROBLEMA………………………………………………………………………………….
23
1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA………………………………………………
23
2.- JUSTIFICACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN……….
26
3.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN……………………………………………
26
4.- ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN…………………………………..
27
5.- VIALIDAD DE LA INVESTIGACIÓN………………………………………………
28
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO……………………………………………………………………………
29
1.- COMPONENTES DEL GAS NATURAL…………………………………………… 29
9 Página 2.- GASES ÁCIDOS……………………………………………………………………….….
30
3.- PROCESO LOCAT………………………………………………………………………… 32
3.1.- Definición……………………………………………………………………………
32
3.2.- Características……………………………………………………………………
35
3.3.- Ambientes de Trabajo……………………………………………………….. 35
3.3.1.- Aeróbico……………………………………………………………………. 36
3.3.2.- Anaeróbico………………………………………………………………..
36
3.3.3.- Autocirculación………………………………………………………….
38
3.4.- Funcionamiento………………………………………………………………….
39
3.5.- Costos…………………………………………………………………………………
45
3.6.- Aplicaciones del Proceso Locat………………………………………….
48
3.6.1.- Control de Olor………………………………………………………….
48
3.6.2.- Fábrica de Lubricantes……………………………………………….
48
3.6.3.- En Plataforma Costa Afuera………………………………………
48
3.7.- Selección de Tecnologías……………………………………………………
49
4.- AGENTE QUELATANTE…………………………………………………………………
49
4.1.- Características……………………………………………………………………
49
10
Página
CAPÍTULO III DESARROLLO DE LOS CÁLCULOS……………………………………………….
52
1.- CÁLCULO DEL FLUJO MOLAR DEL GAS ÁCIDO Y GAS DULCE EN EL ABSORBEDOR…………………………………………………………………………
53
2.- ABSORBEDOR………………………………………………………………………………
58
2.1.- Cálculo de la solución catalizadora entrando al absorbedor…………………………………………………………………………………………
58
2.1.1.- Cálculo de la cantidad de iones férricos: según la reacción……………………………………………………………………………………………..
58
2.1.2.- Cálculo de la cantidad de Agente Quelatante (EDTA)……………………………………………………………………………………………….
61
2.1.3.- Cálculo de la cantidad de agua……………………………….
61
2.1.4.-Solución catalizadora total (entrando al absorbedor)……………………………………………………………………………………….
62
2.2.- Cálculo de la solución catalizadora saliendo del absorbedor…………………………………………………………………………………………
63
2.2.1.- Cálculo de la cantidad de iones ferrosos: según la reacción……………………………………………………………………………………………..
63
2.2.2.- Cálculo de la cantidad de agua…………………………………
63
2.2.3.- Cálculo de la cantidad de agente quelatante………….
63
2.2.4.- Cálculo de la cantidad de azufre……………………………..
64
2.2.5.- Cálculo de la cantidad de hidrógeno……………………….
65
2.2.6.- Solución catalizadora total (saliendo del absorbedor)……………………………………………………………………………………….
66
3.- OXIDADOR…………………………………………………………………………………..
67
3.1.- Cálculo de la cantidad de aire entrando al oxidador……….
67
3.2.- Cálculo de la cantidad de azufre y agua que sale por el fondo del oxidador…………………………………………………………………………….
68
3.2.1.- Azufre……………………………………………………………………….
68
3.2.2.- Agua………………………………………………………………………….
68
3.3.- Cálculo de la cantidad de agente quelatante saliendo del oxidador…………………………………………………………………………………………….
70
11
Página 3.3.1.- Cantidad de oxígeno en estado ferroso………………….
70
3.3.2.- Cantidad de oxígeno en estado férrico……………………
71
3.3.3.- Cantidad de oxígeno que se va con el agente quelatante………………………………………………………………………………………….
71
3.4.- Balance de masa para el cálculo del aire gastado……………
72
4.- BALANCE DE TEMPERATURA EN EL ABSORBEDOR……………………
73
4.1.- Cálculo del calor específico del gas tratado………………………
75
4.2.- Cálculo de la temperatura en el punto 4…………………………..
76
5.- BALANCE DE TEMPERATURA EN EL INTERCAMBIADOR…………….
78
5.1.- Cálculo del calor en la corriente de solución rica…………….
78
5.2.- Cálculo de la Temperatura en el punto 7 de la solución pobre………………………………………………………………………………………………….
78
5.3.- Cálculo del calor en el preenfriador…………………………………..
79
6.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA EN EL OXIDADOR………………….
80
CAPÍTULO IV SIMULADOR……………………………………………………………………………………
82
1.- DISPOSICIONES GENERALES…………………………………………………….
82
2.- CARGAR LOS DATOS…………………………………………………………………..
90
3.- EJECUTAR UNA SIMULACIÓN……………………………………………………..
97
4.- CONSULTAR…………………………………………………………………………………
111
5.- SALIDA DE DATOS………………………………………………………………………
118
CONCLUSIONES …………………………………………………………………………….
125
RECOMENDACIONES …………………………………………………..……………....
127
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS …………………………………………………..
128
12
Página
APÉNDICE A
A.-OTROS PROCESOS……………………………………………………………………….
131
A.1.- Proceso Ferrox…………………………………………………………………..
131
A.2.- Proceso Gluud…………………………………………………………………….
132
A.3.- Proceso Manchester……………………………………………………………
132
A.4.- Proceso Stretford Ada………………………………………………………
133
A.5.- Proceso Takahax…………………………………………………………………
135
A.6.- Proceso Thylox……………………………………………………………………
135
A.7.- Proceso Perox…………………………………………………………………….
136
A.8.- Proceso Giammarco Vetrocoke………………………………………….
137
A.9.- Información Típica de Operación……………………………………….
139
A.10.- Procesos Lacy- Keller………………………………………………………
140
A.11.- Proceso Townsend……………………………………………………………
141
A.12.- Proceso De Sulfolano (SHELL)…………………………………………
142
A.13.- Proceso de Azufre Freeport……………………………………………..
142
A.14.- Proceso Hainess……………………………………………………………….
143
A.15.- Proceso Claus……………………………………………………………………
144
A.16.- Amoco Claus…………………………………………………………………….
145
13
Página
A.17.- Diagramas Alternos del Proceso…………………………………….
146
A.18.- Proceso Pan American………………………………………………………
151
A.19.- Consideración de Diseño………………………………………………….
151
A.20.- Proceso Crystasulf……………………………………………………………
154
14
LISTA DE FIGURAS
10 Absorbedor……………………………………………………………………. 66
11 Oxidador………………………………………………………………………… 73
12 Absorbedor. Balance de Temperatura…………………………. 77
13 Intercambiador. Balance de Temperatura…………………. 80
14 Oxidador. Balance de Temperatura…………………………….. 81
15 MI PC…………………………………………………………………………….. 83
16 Icono Simulador LOCAT………………………………………………… 84
17 Pantalla de Presentación del Programa LOCAT……………. 84
18 Pantalla Principal del Programa LOCAT……………………….. 85
19 Pantalla Principal. Menú de Programa…………………………. 85
20 Pantalla Principal. Menú Archivo…………………………………… 86
21 Pantalla Principal. Menú Cálculos.……………………………….. 86
22 Pantalla Principal. Menú Ver…………………………………………. 87
Figura
Página
1 Diagrama de flujo del proceso LOCAT…………………………. 25
2 Componentes del gas natural………………………………………. 30
3 Spirit River. Gas Processing Facility…………………………….. 34
4 Proceso Aeróbico…………………………………………………………… 36
5 Proceso Anaeróbico………………………………………………………. 37
6 Proceso Autocirculación……………………………………………….. 38
7 Unidad Convencional LOCAT………………………………………… 42
8 Unidad de Autocirculación……………………………………………. 44
9 Anillo formado entre el Quelato y el Metal…………………… 50
15
Figura Página
23 Pantalla Principal. Menú Ayuda……………………………………. 87
24 Pantalla Principal. Barra de herramientas……………………. 88
25 Pantalla Datos Generales……………………………………………… 88
26 Pantalla Variables Absorbedor……………………………………… 89
27 Pantalla Oxidador…………………………………………………………. 89
28 Pantalla Balance de Temperatura………………………………… 90
29 Pantalla Disposiciones Generales…………………………………. 91
30 Pantalla Datos Generales. Menú Archivo……………………… 92
31 Pantalla Disposiciones Generales. Barra de Herramientas…………………………………………………………………
92
32 Pantalla Cuadro de Diálogo………………………………………….. 93
33 Pantalla Datos Cargados………………………………………………. 93
34 Pantalla Casilla Datos de Entrada………………………………… 94
35 Pantalla Casilla Componentes del Gas…………………………. 95
36 Pantalla Componentes del Gas Agregado. Botón Agregar………………………………………………………………………….
95
37 Pantalla Componentes del Gas Agregado……………………. 96
38 Pantalla Submenú Absorbedor……………………………………… 97
39 Pantalla Absorbedor……………………………………………………… 98
40 Pantalla Menú de Ecuaciones………………………………………. 99
41 Pantalla Elementos de la Tabla Periódica…………………. 100
42 Pantalla Números y Símbolos Utilizados…………………… 100
43 Pantalla Visor de Ecuación…………………………………………… 101
44 Pantalla Botones de Acción EDTA……………………………… 102
45 Pantalla Botones de Acción Cancelar-Aceptar……………. 102
46 Pantalla Casilla de Variables……………………………………… 103
47 Pantalla Características de Elementos………………………… 103
16
Figura Página
48 Pantalla Cálculo Generado por Balanceo……………………. 104
49 Pantalla Resultados Generado……………………………………. 104
50 Pantalla Submenú Oxidador………………………………………… 105
51 Pantalla Cálculo Oxidador……………………………………………. 105
52 Pantalla Cuadro de Diálogo en el Oxidador…………………. 107
53 Pantalla Submenú Balance de Temperatura………………… 108
54 Pantalla Balance de Temperatura en el Sistemas………. 108
55 Pantalla Balance de Temperatura Botones de Acción…. 109
56 Pantalla Cuadro de Diálogo Valor Inicial……………………… 110
57 Pantalla Cuadro de Diálogo Temperatura Promedio……. 110
58 Pantalla Cuadro de Diálogo Temperatura de Salida del Azufre…………………………………………………………………………….
111
59 Pantalla Datos Generales Menú Archivo. Detalles de Cálculos…………………………………………………………………………
112
60 Pantalla Datos Generales Barra de Herramientas………. 112
61 Pantalla Datos Generales Detalles de Cálculo……………… 113
62 Pantalla Absorbedor. Menú Archivo……………………………… 114
63 Pantalla Absorbedor. Barra de Herramientas………………. 114
64 Pantalla Absorbedor. Detalles de Cálculos…………………… 115
65 Pantalla Oxidador. Menú Archivo…………………………………. 115
66 Pantalla Oxidador. Barra de Herramientas………………….. 116
67 Pantalla Oxidador. Detalles de Cálculos………………………. 116
68 Pantalla Balance de temperatura. Menú Archivo………… 117
69 Pantalla Balance de temperatura. Barra de Herramientas…………………………………………………………………
117
70 Pantalla Balance de temperatura. Detalles de Cálculos………………………………………………………………………….
118
71 Pantalla Datos Generales. Menú Archivo……………………… 119
17
Figura Página
72 Pantalla Datos Generales. Barra de Herramientas…………………………………………………………………
120
73 Cuadro de Diálogos. “Guardar Como”…………………………. 120
74 Pantalla Principal. “Menú Ver”……………………………………… 121
75 Cuadro de Diálogo. “Guardar Como”…………………………… 122
76 Pantalla Principal. “Menú Ver”……………………………………… 123
77 Balance de Temperatura en el Sistema. “Menú Guardar Gráfico”……………………………………………………………
123
78 Cuadro Diálogo. “Guardar Como”………………………………… 124
APÉNDICE A: OTROS PROCESOS
1 Diagrama de Flujo del Proceso Ferrox………………………… 131
2 Diagrama de Flujo de un Proceso Manchester……………. 133
3 Diagrama de Flujo de un Proceso Thylo……………………… 136
4 Diagrama de flujo para un proceso G-V, removiendo H2S de Gases que contienen CO2……………………………………………………
137
5 Diagrama de Flujo de un proceso G-V para remover H2S sin presencia de CO2………………………………………………………………………
138
6 Diagrama de flujo para el proceso LACY- KELLER………. 140
7 Diagrama de Flujo para un proceso Townsend…………… 141
8 Diagrama de Flujo del Proceso Hainess………………………. 143
9 Diagrama de Flujo de un Proceso Claus “once trough”. 147
10 Diagrama de Flujo de un Proceso Claus de Corriente Dividida………………………………………………………………………….
149
11 Diagrama de Flujo de un Proceso Claus con 2 Condensadores de Azufre y Calentador Indirecto……….
150
12 Diagrama de Flujo de un Proceso Claus con tres condensadores, desviación de gas caliente y quemador en línea con gas ácido…………………………………
150
13 Diagrama de flujo del proceso CRYSTASULF………………. 155
18
LISTA DE TABLAS
Tabla Página
1 Propiedades Físicas-Químicas del EDTA………………………… 51
2 Condiciones iniciales………………………………………………………. 53
3 Composición del gas y sus propiedades físicas............. 54
4 Cálculo del flujo molar de entrada total………………………… 55
5 Cálculo del flujo molar por componente a la entrada…… 55
6 Cálculo del flujo molar de salida……………………………………. 56
7 Composición del gas tratado…………………………………………. 57
8 Cálculo de la cantidad de H2S que se debe remover……. 58
9 Características del EDTA………………………………………………… 61
10 Composición del gas tratado…………………………………………. 75
11 Calor Específico………………………………………………………………. 76
APÉNDICE A: OTROS PROCESOS
1 Condiciones de Operación de una Planta Streford……….. 134
2 Comparación de proceso de remoción de H2S……………... 139
19
NOMENCLATURA
BTU/Lbmol Unidad térmica británica por libra mol
CO2 Dióxido de carbono Comp Componentes Cp Calor específico COS Sulfuro de carbonilo
CS2 Disulfuro de carbono
DEA Dietanolamina
EDTA Ácido tetraacetico de la diamina del etileno
Fe+3 Hierro férrico
Fe+2 Hierro ferroso
°F Grado Fahrenheit
gpm Galones por minutos
Grs Gramos
H2S Sulfuro de hidrógeno
H2O Vapor de agua
HS- Hidrosulfuro
H+ Hidrógeno
KW/each Kilowatt por cada unidad
Kg/día Kilogramos por día
KOH Hidróxido de potasio
MDEA Metildietanolamina
MEA Monoetanolamina
MMSCFM Millones de Pie cúbicos estándar por minutos
MW Peso molecular
NaHS Hidrosulfuro de sodio
LOCAT Liquid Oxidation Catalyst
Lpca Libras por pulgadas cuadradas absoluta
lb/día Libras por día
20
Lbm/hr Libra masa por hora
Lbmol/hr Libra mol por hora
Lbm/Lbmol Libra masa por libra mol
PSI Libras sobre pulgadas cuadradas
ppm Partes por millón
p/p Peso sobre peso
PCN Pie cúbico normales
REDOX Sistema líquido de óxido reducción
°R Grados Rankine
S Azufre elemental
SO2 Dióxido de azufre
SCFM Pie cúbicos estándar por minutos
so3= Tiosulfato
Tem. prom Temperatura promedio
Temp Temperatura
TON/DIA Toneladas por día
Tci Temperatura crítica
Tbi Temperatura de burbujeo
21
INTRODUCCIÓN
Cada gas tiene su propia composición específica, de hecho en un
mismo yacimiento se pueden encontrar composiciones diferentes entre sí.
También la composición del gas varía conforme el yacimiento va siendo
explotado, por estas razones el análisis periódico al gas que es extraído del
yacimiento es de vital importancia, porque permite adecuar los equipos de
explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta
impurezas tales como CO2 y H2S, los cuales es importante eliminar, porque
pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir
el valor comercial del gas. Normalmente se compone de hidrocarburos con
muy bajo punto de ebullición.
En muchos campos, de donde es extraído el gas natural la presencia de
estos compuestos es elevada, a este tipo de gases se les denomina “ácidos”
del gas natural.
El CO2 es un gas que a concentraciones bajas no es tóxico pero en
concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede
llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es soluble en agua y la
solución resultante es ácida como resultado de la formación de ácido
carbonico, he aquí una propiedad corrosiva del CO2 en presencia de agua.
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es tóxico, cuando este contaminante es
quemado se forma el dióxido de azufre (SO2), y al ser evaporado produce las
llamadas lluvias ácidas, las cuales traen como consecuencia una serie de
eventos peligrosos, como por ejemplo la acidificación de las aguas, al mismo
tiempo el sulfuro de hidrógeno (H2S) ocasiona problemas para la industria,
porque al combinarse con el agua crea las condiciones para producir la
corrosión. Por su parte el H2S, tiene la característica de tener un
desagradable olor. Cuando se separa del gas natural mediante el proceso de
endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es
22
vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales. Hay muchos
procesos disponibles para remoción del sulfuro de hidrógeno. Algunos de
esos procesos fueron diseñados, con la intención de producir azufre y otros
fueron desarrollados con el principal propósito de remover H2S de una
corriente de gas ácido con la producción de azufre como resultado del
proceso buscado. Las plantas de recuperación de azufre son de vital
importancia para retirar los ácidos presentes en el gas y para utilizar el
azufre con fines comerciales. LOCAT (Liquid Oxidation Catalyst), es un
proceso que consiste en convertir el sulfuro de hidrógeno (H2S) puro o
presente en cualquier corriente de gas a azufre elemental (S), mediante una
reacción acelerada por un catalizador basado en hierro quelatado. El objetivo
del trabajo es visualizar el comportamiento de las variables operacionales,
así como también el procedimiento para la remoción y conversión del sulfuro
de hidrógeno (H2S) a azufre elemental (S) y por último realizar un modelo
del proceso a través de un simulador.
Finalmente la presentación de este trabajo se ha realizado siguiendo el
esquema tradicional de un proceso de endulzamiento del gas natural. En el
Marco Teórico se presentan las bases conceptuales y los antecedentes de
esta investigación, en el Marco Metodológico se presentan el procedimiento y
los cálculos realizados en las diferentes etapas del proceso para la obtención
de las variables principales, señalándose los instrumentos de recolección de
datos y el análisis efectuado; seguidamente se presenta los Resultados del
diseño del proceso (simulador) para el calculo de las variables, finalizando
con las Conclusiones y Recomendaciones derivadas de este trabajo.
23
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
1.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El gas en su estado natural contiene contaminantes, tales como vapor
de agua (H2O), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), y
otros.
El sulfuro de hidrógeno (H2S) es toxico, produce mal olor y muchas
veces llega a ser mortal. Cuando este contaminante es quemado se forma el
dióxido de azufre (SO2), al ser evaporado produce las llamadas lluvias ácidas
las cuales traen como consecuencia la muerte de los árboles, acidificación de
las aguas y la corrosión en las estructuras metálicas, al mismo tiempo el
sulfuro de hidrógeno (H2S) ocasiona problemas para la industria cuando al
combinarse con el agua crea las condiciones para producir la corrosión.
Las plantas de recuperación de azufre son de vital importancia para
retirar los ácidos presentes en el gas y para utilizar el azufre con fines
comerciales. Estas plantas están vinculadas con las plantas de endulzamiento
de gas, las cuales se utilizan para extraer sulfuro de hidrógeno, mercaptanos
y sulfuro de carbonilo, de ahí la importancia como complemento al
tratamiento del gas natural.
Hoy en día los procesos a nivel industrial se encuentran automatizados,
guiados por programas computarizados, que permiten establecer las
relaciones entre las variables involucradas, dando como resultando en una
mayor confiabilidad general del sistema.
Lo importante a nivel industrial y académico es contar con una
herramienta que permita predecir las variables de un proceso de conversión
de azufre, de manera confiable y segura, para esto la creación de un
software en lenguaje Visual Basic, permitirá obtener resultados inmediatos.
24
Debido a la limitación de recursos en la Universidad del Zulia en adquirir un
software que permita predecir las variables operacionales en este tipo de
proceso es necesario realizar esta investigación para materializar el diseño
de una planta LOCAT.
LOCAT (Liquid Oxidation Catalyst), es un proceso que permite
convertir el sulfuro de hidrógeno (H2S) puro o presente en cualquier
corriente de gas a azufre elemental (S), mediante una reacción acelerada
por un catalizador basado en hierro quelatado. El retiro de sulfuro de
hidrógeno (H2S) es aplicable a todo tipo de corriente de gas, incluyendo el
gas combustible de la refinería, el gas natural, el dióxido de carbono (CO2),
entre otros. Este proceso es amigable al ambiente, los equipos requieren de
mínima atención por parte del operador, es un proceso patentado y utiliza
un sistema líquido de óxido reducción (REDOX), no utiliza ningún tipo de
producto químico tóxico. El catalizador se regenera continuamente en el
proceso, dando como resultado gastos de explotación más bajos. En el
proceso ocurren dos reacciones: Una en la sección del amortiguador
(absorbedor), donde el sulfuro de hidrógeno (H2S) se convierte a azufre (S)
cuando se pone en contacto con la solución catalítica levemente alcalina. La
solución catalítica cambia su estado al ponerse en contacto con el sulfuro de
hidrógeno (H2S), pasa de un estado férrico a un estado ferroso, los iones
reducidos del hierro entonces se transfieren al oxidador.
La segunda reacción ocurre en la sección del oxidador (regenerador), donde
el hierro en estado ferroso se oxida y pasa al estado férrico nuevamente para
ser usada en la sección del amortiguador.
25
Figura 1. Diagrama de flujo del proceso LOCAT. (8)
Este proceso puede ser aeróbico, anaeróbico y de autocirculación.
Trabaja en un amplio rango de flujo y la tecnología a seleccionar depende de
la cantidad de azufre a remover. Por todas estas razones surge la imperiosa
necesidad de crear un software para obtener resultados de las variables
principales de entrada y salida como presión, temperatura, composición y
tasas de circulación para establecer comparación con las reales. El diseño
del software permitirá conocer el comportamiento de las variables
operacionales en una planta de conversión de azufre tipo LOCAT (Liquid
Oxidation Catalyst).
Absorbedor
Gas Agrio
Gas Dulce
Ventilador de Aire
Solución Filtrada Oxidador
Azufre Filtrado
Aire Gastado
26
2.- JUSTIFICACIÓN Y DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN
Existe la necesidad de predecir el comportamiento de una planta de
conversión de azufre tipo LOCAT, disponer de un software amigable que nos
permita predecir el comportamiento de las variables operacionales, tales
como: presión, temperatura, composición y tasas de circulación en una
planta tipo LOCAT, facilitara el estudio de las variables con fines académicos
e industriales.
Con este software se mejorará la efectividad en el análisis de los
parámetros operacionales debido a su versatilidad y rapidez en la entrega de
resultados.
3.- OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
Objetivo General
Desarrollar un programa didáctico que permita simular el
comportamiento de las variables operacionales en una planta de conversión
de azufre tipo LOCAT
Objetivos Específicos
• Determinar el comportamiento de las variables que están presentes en
una planta de conversión de azufre tipo LOCAT.
• Determinar la cantidad y concentración de contaminantes de gas a la
entrada en un proceso LOCAT para un óptimo rendimiento del
sistema.
• Determinar las variables en el proceso para obtener una salida del gas
tratado.
• Diseñar un software para obtener las variables operacionales y así
estudiar el funcionamiento en un proceso LOCAT.
27
• Validar el simulador a través de cálculos manuales para garantizar la
eficiencia de los resultados.
4.- ANTECEDENTES DE LA INVESTIGACIÓN
• El Ing. José Ramón Pérez Villareal, en abril de 2004, realizó una
investigación tipo exploratoria el cual condujo al análisis detallado del
comportamiento de las variables operacionales en la entrada y salida
de cada uno de los equipos que conforman la planta proponiendo para
un futuro la creación de un software didáctico que arroje resultado de
forma inmediata y segura.
• J H Carnell y C Woodward, ICI Katalco, Billingham, Cleveland,
Reino Unido, en Enero de 1992, realizaron una investigación
relacionada con la desazufraciòn de gases y líquidos para cubrir las
necesidades actuales de procesamiento y ambientales. Existen muchos
procesos para la eliminación de sulfuro de hidrógeno (H2S) en gas
natural y asociado. Generalmente, la selección del proceso depende del
nivel de sulfuro de hidrógeno (H2S) a eliminarse y la velocidad de flujo
del gas que va a tratarse, por lo que el proceso LOCAT, entra en el
nivel de cantidades medianas de azufre (S), en este caso se emplean
procesos de oxidación-reducción para convertir el sulfuro de hidrógeno
(H2S) a azufre (S) a temperatura ambiente en solución acuosa
mediante la oxidación con un metal de transición coma catalizador. En
su trabajo llegaron a la conclusión de que el proceso no puede
emplearse a temperaturas superiores a la temperatura ambiente. El
gas se satura con agua y podría ser necesaria una etapa adicional de
secado.
28
5.- VIABILIDAD DE LA INVESTIGACIÓN
Para la ejecución de este trabajo de grado se cuenta:
• Con una computadora COMPAQ MV540, serie 5300LA, con un
procesador Intel celeron de 1.1 GHz, con 128 MB de memoria del
sistema total Sync DRAM y con una unidad de disco duro ultraDMA de
20 GB.
• Se tiene disponible información bibliográfica sobre el lenguaje de
programación que será empleado (Visual Basic), los técnicos en
computación para solucionar cualquier problema eventual que se
pueda presentar con el instrumento, el adiestramiento o preparación a
obtener en UNIDATA para realizar el curso de programación de Visual
Basic, el proyecto será autofinanciado, y además, se cuenta con la
asesoría del Magíster Profesor Jorge Barrientos especialista en la
materia.
29
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO 1.- COMPONENTES DEL GAS NATURAL
No existe una composición o mezcla para generalizar la composición
del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos
de un mismo yacimiento pueden tener una composición diferente entre sí.
También, la composición del gas varía conforme el yacimiento va siendo
explotado, es por eso se debe hacer un análisis periódico al gas que es
extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y
evitar problemas operacionales.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta
impurezas, las cuales hay que eliminar porque pueden provocar daños al
medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas.
Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de
ebullición. El metano es el principal constituyente, con un punto de ebullición
de -154 °C , el etano con un punto de ebullición de -89 °C, puede estar
presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición
es de hasta -42°C, representa un 3%. El butano, pentano, hexano y octano
también pueden estar presentes.
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada
tanto en fracción molar, fracción volumen o fracción peso de sus
componentes, aunque también puede ser expresada en porciento mol,
porciento volumen o porciento peso.
30
Figura 2. Componentes del gas natural. (10)
2.- GASES ÁCIDOS
Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En
muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos
compuestos es elevada, los cuales le da la denominación de “agrio” al gas
natural.
El CO2 es un gas incoloro e inodoro, a concentraciones bajas no es
tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia
respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se puede licuar fácilmente
por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se
condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. Es soluble en agua y
la solución resultante es ácida, permitiendo la corrosión en presencia de
agua.
Por su parte el H2S, tiene la característica de tener un desagradable
olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el
proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en
donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales.
31
Mientras gozamos del olor fresco de los pinos del bosque y de las flores
en determinada zona, en otras no todos los olores de la naturaleza son
agradables. El olor del gas del sulfuro de hidrógeno es ofensivo. Puede ser
malo para el ambiente hasta puede llegar a ser mortal. El sulfuro de
hidrógeno produce daño a las plantas y las instalaciones de tratamiento de
aguas residuales, puede ser un componente natural de cualquier fuente de
energía - gas natural, aceite, vapor geotérmico, biogás, gas de síntesis y
otros. Cuando se quema, el sulfuro de hidrógeno (H2S) forma el dióxido de
azufre (SO2) un precursor a la lluvia ácida trayendo con ella la muerte de los
árboles, el debilitamiento de las estructuras, la acidificación de las aguas
superficiales. El SO2 es en sí mismo el tema de preocupación. Más allá de los
problemas ambientales, el sulfuro de hidrógeno es un dolor de cabeza para
la industria. El H2S llega a ser altamente corrosivo cuando, combinado con
agua, forma el ácido sulfúrico. El sulfuro de hidrógeno es un veneno mortal,
puede provocar la muerte. Hay muchos procesos disponibles para remoción
del sulfuro de hidrógeno. Algunos de esos procesos fueron diseñados, con la
intención de producir azufre y otros fueron desarrollados con el principal
propósito de remover H2S de una corriente de gas ácido con la producción de
azufre como resultado del proceso buscado. Los procesos disponibles pueden
ser ampliamente categorizados como:
• Proceso líquido de absorción-oxidación
• Proceso de oxidación directa
Algunos de estos procesos tienen otras aplicaciones, muchos de los cuales
producirán azufre pero limitado para endulzamiento de gas natural. No
todos los procesos discutidos están considerados como comerciales, algunos
de esos nunca lo serán. El proceso de óxido de hierro, es uno de los que
produce azufre. El azufre es difícil recuperar en forma útil, sin embargo el
proceso de óxido de hierro normalmente no es considerado de valor cuando
el azufre es buscado como un producto separado en el proceso de
endulzamiento.
32
El proceso LOCAT de los productos de la tecnología del gas es una
manera rentable, ambientalmente amistosa de quitar el sulfuro de hidrógeno
de cualquier corriente del gas.
3.- PROCESO LOCAT
3.1.- Definición
Los sistemas LOCAT se han probado en varias industrias, incluyendo la
producción del aceite y del gas, biogás de digestores anaeróbicos, la
desulfurización del gas del horno de coque, la purificación del CO2, la
producción geotérmica del vapor, la refinación del petróleo, el control del olor
para el tratamiento de aguas residuales, el gas de terraplén, el tratamiento
del aire de la ventilación, y otros.
Este proceso del retiro de sulfuro de hidrógeno se selecciona por
cuanto es un proceso de retiro altamente eficiente del H2S, casi siempre es
del 99,9%. El proceso LOCAT es muy amistoso al ambiente. La solución del
catalizador se compone de hierro y solución quelatante. Ambos ingredientes
se proveen como "microalimentos" para el uso en agricultura. El producto en
sí mismo del sulfuro se utiliza como enmienda del suelo en agricultura. Una
advertencia, son las impurezas de la corriente del gas las cuales puedes ser
absorbidas por el catalizador. Por lo tanto, el resultado final de la toxicidad
del proceso y del producto del sulfuro se debe hacer para cada uso, basado
en el contenido del gas tratado.
De forma general el proceso trabaja de la siguiente manera: El H2S
presente en el gas viene en contacto con la solución LOCAT en el
"amortiguador." El H2S se convierte a azufre elemental y se quita del
amortiguador con la solución "gastada" del catalizador. El "gas dulce" sale
del amortiguador. El catalizador va al "oxidante" donde:
33
1) El aire que llega al oxidador regenera el catalizador del hierro; y 2) se
coloca el azufre en un cono para crear una concentración de mezcla del
azufre. La mezcla del azufre se bombea al filtro del azufre donde se lava el
mismo. La mayoría del catalizador se recicla de nuevo a la unidad LOCAT,
mientras que el agua del catalizador sale de LOCAT como parte del producto
del azufre. En este proceso, el hierro, en su estado férrico (+3), es sostenido
en la solución por los agentes quelatantes. El intento del proceso es oxidar
iones del hidrosulfuro (HS-) a azufre elemental por la reducción del hierro
férrico (Fe+3) al hierro ferroso (Fe+2), y la reoxidación subsiguiente de los
iones ferrosos a los iones férricos por el contacto con aire.
Las unidades LOCAT se diseñan para tratar la salida de gas de una
unidad tradicional de amina. En este caso, la unidad de la amina endulzará el
gas de alta presión. El H2S y una porción del CO2 alimentarán una unidad
LOCAT simplificada donde el H2S se convierte en S y el CO2 se expresa o se
recicla para presurizar el campo. Esta configuración puede ser una manera
rentable de quitar el sulfuro y de ajustar la composición del gas a la
especificación de las ventas. En los casos donde el CO2 no necesita ser
quitado, el gas de alta presión se puede tratar directamente con una unidad
LOCAT convencional. LOCAT se está diseñando para tratar corrientes del gas
de hasta 600 PSI. El tratamiento de las corrientes del gas sobre 1.000 PSI
se ha demostrado en pruebas de la planta experimental.
34
Según lo demostrado en el figura 3, el tren de proceso consiste en una
unidad de la amina de MDEA para quitar el CO2 y el H2S, un deshidratador
del glicol y una unidad LOCAT de autocirculación para quitar el H2S en el gas
ácido de la amina antes de salir a la atmósfera.
Figura 3. Espíritu del Río. Facilidades del Gas de Proceso. (11)
LOCAT no quita todos los compuestos de sulfuro de la corriente del
gas. LOCAT es eficaz en tratar y quitar el H2S, solamente. Algunos
mercaptanos serán convertidos y removidos. Sin embargo, no se garantiza el
retiro de los mismos.
El uso de LOCAT incluye a tratar corrientes del gas combustible, el
gas ácido de la amina, el gas amargo del separador del agua, el gas del
respiradero del hoyo del sulfuro, y el gas de la cola de Claus.
Deshidratación
LOCATAMINA
Gas Natural de Pozos
Gas Acido
Aire
Productos Químicos
DesechoAzufre
Solución Catalizador
Mezcla
Sulfuro
Gas a la Atmósfera
Gas Natural a la Tubería
Sulfuro
35
3.2.- Características
• Amigable al ambiente.
• Las unidades requieren de mínima atención del operador.
• Pueden ser diseñadas para eficiencia de remoción de H2S mayor a
99.9%.
• Es un proceso patentado.
• Sistema líquido de óxido reducción.
• Utiliza una solución de hierro quelatado para convertir H2S a azufre.
• La química utilizada es no tóxica, no se producen desechos peligrosos.
• El catalizador es regenerado continuamente contribuyendo a obtener
ahorros.
• El catalizador se adapta fácilmente a variaciones de flujo y
concentración de H2S.
• Son empleadas para flujos desde muy pocos SCFM hasta MMSCFM, y
producción de azufre desde pocas libras hasta más de 20 TON/DIA.
• La concentración del H2S puede variar de unas 100 ppm a 100%.
• Los rangos de presión desde unas pocas pulgadas de agua hasta 300
psi.
• Aplicable para todo tipo de gas.
3.3.- Ambientes de Trabajo
Los tres diseños LOCAT básicos del sistema incluyen:
Aeróbicos
Anaeróbicos
Autocirculación
36
3.3.1.- Aeróbico
Aeróbico (presencia de aire), una sola torre: es utilizado donde la
principal preocupación es el control de olor, típicamente la corriente de aire
se descarga a la atmósfera una vez removido el H2S. El aire cargado de H2S
entra al absorbedor, donde entra en contacto con la solución catalítica
LOCAT, la reacción casi instantánea produce azufre sólido, el cual es filtrado
fuera de la solución catalítica. El oxígeno presente en la corriente de aire
continuamente regenera el catalizador para seguir siendo utilizado.
Figura 4. Proceso Aeróbico. (12)
3.3.2.- Anaeróbico
Anaeróbico (ausencia de aire), dos torres: es diseñado para remover
H2S de corrientes de gas anaeróbicas o cuando la recuperación del producto
es deseada, este diseño LOCAT se caracteriza por tener el recipiente
Filtro de azufre
Absorbedor
Bomba para circular solución catalizadora
37
absorbedor separado del oxidador. La remoción y conversión del H2S a
azufre elemental se lleva a cabo en el absorbedor. La solución catalítica
reducida es circulada al oxidador y regenerada en contacto con aire.
Existen varios tipos de equipo utilizados para remover el azufre sólido
del sistema LOCAT, dependiendo de la cantidad de azufre producido. Para
las unidades produciendo menos de 1.000 libras de azufre por día, se utiliza
un sistema del filtro de bolso, este produce una torta del azufre de 30 % en
peso. Para unidades más grandes, se utiliza un sistema de filtro, que
produce una torta del azufre de 60 % en peso.
Figura 5: Proceso Anaeróbico. (13)
Absorbedor
Oxidador Ventilador de Aire
Filtro de azufre
Bomba para circular solución
catalizadora
38
3.3.3.- Autocirculación
Este sistema es diseñado en una sola torre para el endulzamiento de
corrientes de gas no inflamables, una vez removido el H2S, la corriente de
gas dulce junto con el aire de oxidación es descargado a la atmósfera en vez
de recuperado, dado que todas las reacciones químicas ocurren en un simple
recipiente no se requiere de bomba de circulación de la solución catalítica y
utiliza muy bajas concentraciones de catalizadores. Los sistemas LOCAT de
dos (2) torres separados, convencional - Anaeróbico son empleados en el
tratamiento de gases combustibles y gases especiales. Los sistemas LOCAT
de una sola torre (autocirculación) se utiliza para el tratamiento de gases
ácidos de amina y otros gases no exclusivos en corrientes de baja presión. El
diseño de autocirculación es más económico en costos de inversión como en
costos de operación debido a que está construido en una sola torre. La
disposición del azufre producido se hace de la siguiente forma:
• Lechada de 5 a 30% p/p, torta de azufre al 30% p/p, torta de azufre al
60% p/p y azufre derretido.
Figura 6: Proceso Autocirculación. (14)
Ventilador de Aire
Filtro de azufre
Torre de Reacciones
39
3.4.- Funcionamiento
El sulfuro de hidrógeno es un gas extremadamente tóxico, corrosivo y
oloroso, causando problemas de seguridad y de los materiales en forma
inalterada.
La tecnología LOCAT ha sido un proceso dominante para la oxidación y
el retiro del sulfuro de hidrógeno desde su introducción debido a su alta
eficacia del retiro, bajo costo de la operación, comodidad de uso y alta
confiabilidad.
LOCAT trabaja bajo el sistema líquido óxido_reducción (REDOX), utiliza
una solución de hierro quelatado (iron-redox) para convertir el H2S a azufre,
es un proceso patentado, no utiliza ningún tipo de producto químico tóxico y
no produce ningún subproducto peligroso. El catalizador se regenera
continuamente en el proceso, dando como resultado gastos de explotación
más bajos.
La tecnología de iron-redox se aplica típicamente a las corrientes de
gas de menos de 20 toneladas por capacidad de retiro del sulfuro al día, a
menos que se requiera más del límite de las condiciones de funcionamiento
entonces se hace uso de otras tecnologías de planta de sulfuro, tales como
Claus. En tales casos, iron-redox puede todavía ser la mejor tecnología del
retiro del sulfuro. El gas altamente variable y la concentración baja de H2S
son ejemplos. Existen plantas de iron-redox tan grandes como 80 toneladas
por día que están en uso comercial.
El proceso LOCAT, es un proceso de temperatura acuosa baja, utiliza
un catalizador regenerable de hierro. El hierro es un agente que oxida
excelente para la conversión del H2S a azufre elemental. Sin embargo,
debido a la solubilidad muy baja del hierro en soluciones acuosas, el hierro
estuvo presente en estado seco (esponja del hierro) o en las suspensiones
(el proceso Ferrox) o compuesto con los materiales tóxicos tales como
cianuros. En los años 60, el trabajo de desarrollo fue comenzado en
Inglaterra para aumentar la solubilidad del hierro elemental en soluciones
40
acuosas. Este trabajo condujo a la introducción de CIP (proceso quelato del
hierro). Sin embargo, no fue hasta finales de los años 70. que el sistema de
quelato fue convertido para lograr suficiente resistencia oxidante, a ser
suficientemente estable y a ser comercialmente aceptable. El catalizador de
hierro oxida el sulfuro de hidrógeno a azufre elemental. El proceso es
selectivo al sulfuro de hidrógeno. Otros gases, incluyendo el dióxido de
carbono y otros compuestos de sulfuro pasan a través del sistema sin
reaccionar.
El intento del proceso es oxidar iones del hidrosulfuro (HS-) a azufre
elemental por la reducción del hierro férrico (Fe+3) al hierro ferroso (Fe+2), y
la reoxidación subsecuente de los iones ferrosos a los iones férricos por el
contacto con aire. La química de todos los procesos quelatados del hierro se
resume como sigue con (l) y (v) representando los estados del líquido y del
vapor, respectivamente;
Las ecuaciones 1 y 2 representan la absorción del H2S en la solución
acuosa quelatante del hierro y su ionización subsecuente, la ecuación 3
representa la oxidación de los iones del hidrosulfuro a azufre elemental y la
reducción de acompañamiento del hierro férrico al estado ferroso. Las
REACCIÒN FINAL
41
ecuaciones 4 y 5 representan la absorción del oxígeno en la solución acuosa
seguida por la oxidación del hierro ferroso de nuevo al estado férrico. Las
ecuaciones 3 y 5 son muy rápidas. Sin embargo, las ecuaciones 1 y 4 son
relativamente lentas y son los pasos para controlar la tarifa en todos los
procesos quelatantes del hierro. Es interesante observar la ausencia del
agentes quelatantes en la química de proceso y en la reacción total. La
pregunta obvia es ¿porqué el hierro quelatante requerido en el proceso no
participa en la reacción total?. El hierro responde a dos propósitos en la
química de proceso. Primero, sirve como un donante de electrones y
aceptador, o sea es un reactivo. En segundo lugar, sirve como catalizador
en la aceleración de la reacción total. Debido a este propósito dual, el hierro
a menudo se llama un "reactivo catalítico". El agente quelatante no participa
en la química de proceso. Todos los agentes quelatantes solubilizan el hierro
en agua, así permitiendo tener una solución del hierro. Los dos esquemas de
proceso más comunes encontrados en sistemas hierro líquidos de la
oxidación se ilustran en las figuras 6 y 7. La figura 7 demuestra una unidad
"convencional", se emplea para procesar las corrientes del gas, que son
combustibles o no se pueden contaminar con aire tal como dióxido de
carbono tratado. En este esquema, las ecuaciones 1 a 3 se realizan en el
amortiguador y las ecuaciones 4 y 5 se realizan en el oxidante.
42
Figura 7: Unidad Convencional LOCAT. (8-15)
Absorbedor
Gas Agrio
Gas Dulce
Ventilador de Aire
Solución Filtrada Oxidador
Azufre Filtrado
Aire
Oxidador
Gas Agrio
Gas Dulce
Gas Gastado
Absorbedor
Aire
Azufre
43
La figura 8 ilustra una unidad de "Autocirculación", se utiliza para
procesar corrientes ácidas del gas (CO2 y H2S) o para otras corrientes
incombustibles, que se pueden contaminar con aire. En este esquema, las
ecuaciones 1 a 3 se realizan en el "Centerwell", este equipo, es un pedazo de
la pipa abierta en cada extremo. El propósito del centerwell es separar los
iones del sulfuro del aire para reducir al mínimo a formación del
subproducto. El volumen dentro del centerwell es esencialmente igual al
amortiguador en una unidad convencional. La otra característica única del
esquema de Autocirculación es que no se requiere ningunas bombas para
circular la solución el centerwell (amortiguador) y el oxidante. En estas
unidades hay un volumen más grande de aire que de gas ácido; por lo
tanto, la densidad aireada en el exterior del centerwell es menor que en el
interior dando por resultado una circulación natural del oxidante en el
centerwell.
44
Figura 8: Unidad de Autocirculación. (8-15)
Azufre Filtrado
Gas Dulce Gas Agrio
Solución Filtrada
Ventilador de Aire
Bomba de Mezcla
Pipa
Autocirculación
Autocirculación
Aire
Gas gastado
Gas Agrio
Nivel del Líquido
Pipa
Azufre
45
3.5.- Costos
Los gastos de explotación se asocian a la unidad LOCAT. Hay dos
fuentes importantes de los gastos de explotación asociados a un proceso
redox líquido tal como LOCAT. Primero, los costos relacionan con el químico
y los relacionados con el consumo de energía. Los componentes principales
de la energía implicados son, los sopladores rotatorios del lóbulo (65
KW/each) usados para soplar el aire en el proceso, y los componentes
principales de los costos químicos se asocian con el hierro, el quelato y a la
adición de cáustica a la unidad. Los quelatos son los compuestos solubles en
agua, orgánicos que sostienen el hierro en la solución, empleando el quelato
apropiado, la solubilidad del hierro en agua se puede aumentar de algunas
partes por millón a la gama de 5 % en peso. El quelato, en un cierto plazo,
oxidará por un mecanismo del radical libre y requerirá de reemplazo. El
tiempo en la cual oxida, puede ser controlada utilizando un agente para
estabilizar, actúa como limpiador del radical libre. El proceso LOCAT utiliza
medios propietarios de reducir la degradación del quelato, dentro del
proceso, una porción pequeña de H2S se convierte deliberadamente a iones
del tiosulfato (so3=), los cuales son limpiadores excelentes del radical libre,
de hecho, muchos años de investigación en los productos de Gas Technology
no pudieron dar lugar a un limpiador mejor del radical libre. Pudiendo
generar el tiosulfato dentro del proceso, los costes de reemplazo del quelato
se pueden llevar a un mínimo. La gravedad específica de una solución LOCAT
es dependiente de la cantidad de sales disueltas en la solución. LOCAT
funciona en las concentraciones relativamente bajas del hierro, el hierro
quelatado no es un contribuidor importante a la densidad de la solución.
Esto está en contraste agudo a otros procesos redox. En una unidad LOCAT,
los contribuidores principales a la densidad de la solución son sales de
carbonato/bicarbonato y sales de tiosulfato/sulfato. Se forman las sales de
carbonato/bicarbonato cuando las corrientes del gas que contienen el CO2 se
están procesando. Dependiendo de la presión parcial del CO2 y del pH
46
deseado de la solución, el CO2 desarrollará concentraciones del equilibrio del
carbonato y del bicarbonato como sigue:
Las constantes de equilibrio para cada reacción son dependiente del
pH, aumentando con el aumento del pH. Aunque la unidad LOCAT procesa
una corriente ácida del gas contiene una alta concentración del CO2, el
sistema funciona en la presión atmosférica, que rinde a CO2 relativamente
bajo la presión parcial. Por lo tanto, las concentraciones de
carbonato/bicarbonato en las soluciones son bajas. Según lo discutido
previamente, la formación del tiofulfato es deseable como medio controlador
a la degradación del quelato. Sin embargo, si las soluciones llegan a ser
excelente en oxidar (alto potencial de oxidación/reducción), el tiosulfato
puede oxidar al sulfato, esto no tiene ningún valor beneficioso en el proceso.
La formación del tiosulfato y del sulfato ocurre como sigue:
Es importante observar las reacciones antes dichas (7 - 11), estas
producen los productos ácidos (H+). Por lo tanto, mantener la solución en la
gama levemente alcalina, se requiere para promover la buena absorción del
H2S, para hacer la solución cáustica en una cierta forma KOH, se debe
agregar a la misma. Las sales de tiosulfato/sulfato también contribuyen a
aumentar la gravedad específica de la solución. Si las concentraciones de
sales disueltas se permiten aumentar, ocurrirán dos cosas. Primero, la
47
solución llegará a ser menos capaz de absorber oxígeno y el H2S, el cual
afectará la capacidad del proceso de quitar el H2S de una corriente del gas, y
en segundo lugar, la solución eventual se saturará y las sales comenzarán
realmente a precipitarse de la solución dando por resultado problemas.
Dependiendo de la composición del gas de la alimentación, la solución del
catalizador de los hierro-iron-redox tendrá cantidades variadas de
tiosulfatos, carbonatos, bicarbonatos y oxalatos, además del hierro y
quelatos. Cuanto más este la solución diluida, el catalizador tiene
capacidades más altas de mantener estas otras especies químicas en
solución, con menos probabilidad de crear precipitados y menos probabilidad
de provocar problemas resultado de la precipitación. El sistema diluido del
catalizador ofrece ventajas significativas de los gastos de explotación, pues
hay pocos productos químicos que dejan el sistema y pocas barreras a
reciclar productos químicos. Además, hay ventajas de funcionamiento
significativas, pues hay una cantidad perceptiblemente más baja de oxalates
y de otras sales que son reciclados nuevamente dentro de una solución del
catalizador que tenga una capacidad más alta para las sales recicladas. El
volumen relativamente grande atribuido al sistema diluido del catalizador
crea "un efecto del volante" moderando el impacto de variaciones en el gas
de la entrada en la operación de la unidad del sulfuro. Así pues, mientras los
costos químicos pueden variar perceptiblemente, dependiendo del gas
tratado, de colada del azufre y para reciclar diseños, los costes químicos para
muchos sistemas empleando la concentración diluida del catalizador están en
la gama de $175-$250/ton. Los costes comparables para el sistema
concentrado, en usos similares, tienden para ser un factor de 2-3 veces
mayor.
48
3.6.- Aplicaciones del Proceso LOCAT
Algunas aplicaciones extraordinarias encontradas son las siguientes:
3.6.1.- Control de Olor
El sistema tiene una cama única móvil de material contactante,
reduciendo los costos de operación ya que no hay taponamiento y los
problemas de limpieza encontrados en otros métodos. Los costos de química
son de 5 a 10 veces más bajos que en cualquier otro sistema de control de
olor.
3.6.2.- Fabrica de Lubricantes
La planta LOCAT II, fue utilizada en uso dual retirando el H2S del
producto de reacción y entregando azufre elemental como materia prima
para la reacción. Trabaja en un amplio rango de flujo en concentraciones que
otro sistema no podrá tolerar.
3.6.3.- En Plataforma Costa Afuera
La unidad LOCAT II fue instalada en una plataforma realizando cambios
en el diseño original; emplearon uniones soldadas en vez de bridas, en el
tanque de auto circulación la sección de absorción se comunicó con la
sección de oxidación mediante túneles debido a limitaciones de espacio. Para
evitar problemas de corrosión por el ambiente marino realizaron un
recubrimiento de acero inoxidable a los recipientes. Hubo reacomodo de los
equipos (ventilador, intercambiador de calor y la parte de instrumentación)
49
3.7.- Selección de Tecnologías
La tecnología a seleccionar depende de la cantidad de azufre a
remover. Desde el punto de vista técnico, si lo que preocupa son las
variaciones de carga lo más recomendable es utilizar sistemas limpiadores
sólidos o sistemas líquidos REDOX. Si hay problemas con la disposición de
desechos, los sistemas removedores de sólidos no deben ser considerados
aparte desde el punto de vista económico:
• Producción de S < 200 Kg/día (Sistemas removedores)
• Producción de S variando entre 0.2 Ton/día y 20 Ton/día (REDOX)
• Producción de S > 20 Ton/día (Claus – Tail Gas)
4.- AGENTE QUELATANTE
4.1.- Características
La quelatación es la habilidad de un compuesto químico para formar
una estructura en anillo con un ion metálico resultando en un compuesto con
propiedades químicas diferentes a las del metal original. (El quelante impide
que el metal siga sus reacciones químicas normales). El nombre Quelato (en
ingles "Chelate") se deriva de la palabra griega "Chela", significa Pinza,
porque se forma el anillo entre el quelante y el metal, es similar en
apariencia a los brazos de un cangrejo con el metal en sus pinzas.
50
Figura 9. Anillo formado entre el Quelato y el Metal. (16)
El quelato o el ligamento es generalmente EDTA, el ácido tetraacetico
de la diamina del etileno, cuyo único propósito es aumentar la solubilidad del
hierro en agua.
51
Tabla 1. Propiedades Físicas-Químicas del EDTA
Nombre Químico: Ácido Etilendiamino Tetraacético.
Cualidades Disponibles: Técnico (COD. PROD. E130B0025)
Fórmula Química:
Peso Molecular: 292.2
Materia Activa % : 100%
Aspecto: Polvo cristalino blanco.
pH: Aprox. 2,9
Solubilidad en 10 gr. de agua 0,2 gr.
Características: Utilizado cuando el ión sodio es indeseable. Puede ser solubilizado con hidróxido de potasio, amoníaco, aminas
y otros compuestos básicos.
Presentación: 25 kg. Neto en bolsas múltiples de papel, con interior de polietileno.
Áreas de Aplicación: • Fotografía.
• Jabones.
• Electrogalvanoplastia.
• Química Analítica.
• Goma Sintética.
• Decapado Metales. Entre otros.
52
CAPÍTULO III
DESARROLLO DE LOS CÁLCULOS
Mediante el uso de una hoja de cálculo Excel, se desarrollaron los
cálculos para determinar el comportamiento de las variables en una planta
de conversión de azufre tipo LOCAT. En cada uno de los equipos que
conforman el proceso se realizaron cálculos de balance de materiales y
energía.
Los cálculos parten de la existencia de una información de entrada,
donde se establecen las condiciones de presión, temperatura de entrada,
tasa de flujo, así como también la composición del gas agrio y el porcentaje
(%) de H2S en el gas dulce o el requerido por el cliente.
A continuación se presenta el diagrama de flujo modelo del proceso
LOCAT:
Absorbedor
Gas Agrio
Gas Dulce
Ventilador de Aire
Solución Filtrada Oxidador
Azufre Filtrado
Aire Gastado
53
1.- CÁLCULO DEL FLUJO MOLAR DEL GAS ACIDO Y GAS DULCE EN EL
ABSORBEDOR.
Se tiene un Gas Agrio con CO2 y H2S. Se desea remover el H2S y
convertirlo en azufre a través del proceso LOCAT.
Tabla 2: Condiciones iniciales
Se tiene un caudal de gas =MMPCND 20
H2S a la entrada= % 600.000
ppm
H2S de salida= % 100.000
ppm (Es lo deseado por el cliente)
Presión de entrada: Psia=(Lpca) 264,7
Temp de entrada= °F 110 569,67 °R
Se supone un delta temperatura igual a 15 °F para calcular la
temperatura de salida del gas dulce.
∆Temp= °F 15
Temp de salida del gas
dulce=°F 125 584,67 °R
Se supone un delta temperatura de 15°F para determinar la
temperatura de entrada de la solución catalizadora al absorbedor. Este delta
lo selecciona el diseñador tomando un mínimo de 15°F por encima de la
temperatura de entrada del gas.
54
∆Temp= °F 15
Temp de entrada del
catalizador al absorbedor=(°F) 125 584,67 °R
Tabla 3: Composición del gas y sus propiedades físicas:
Comp Yi(%)
MW
(lbm/lbmol) Tci (°R) Pci(Lpca) Tbi(°R)
CO2 7,99 44,01 547,9 1071 350,41
H2S 0,06 34,076 672,7 1306 383,17
N2 0,05 28,013 227,6 493 139,22
C1 85,3 16,043 343,37 667,8 200,94
C2 4,4 30,07 550,09 707,8 332,18
C3 1 44,097 666,01 616,3 415,92
iC4 0,35 58,124 734,98 529,1 470,45
nC4 0,44 58,124 765,65 550,7 490,75
iC5 0,14 72,151 829,1 490,4 541,79
nC5 0,1 72,151 845,7 488,6 556,59
C6 0,17 86,178 913,7 436,9 615,39
100
El peso molecular, la temperatura crítica y la presión crítica se tomo de
las correlaciones PVT y tablas de propiedades físicas.
55
Tabla 4: Cálculo del flujo molar de entrada total
Día: Hr 24
1 lbmol 379,45 PCN
Caudal=PCND 20000000
Flujo molar= 52707,86665 lbmol/día
Flujo molar a la
entrada: 2196,16111 lbmol/hr
Flujo molar a la
entrada: 43436,60715 lbm/hr
El flujo molar a la entrada en lbm/hr se calculó multiplicado el valor
por el peso molecular aparente.
Tabla 5: Cálculo del flujo molar por componente a la entrada.
Entrada ENTRADA SALIDA
Comp Yi Yi*MW Yi*Tci Yi*Pci
Flujo Molar
lbmol/hr
Flujo Molar
lbmol/hr
CO2 0,0799 3,516399 43,77721 85,5729 175,4732727 175,4732727
H2S 0,0006 0,0204456 0,40362 0,7836 1,317696666 X
N2 0,0005 0,0140065 0,1138 0,2465 1,098080555 1,098080555
C1 0,853 13,684679 292,89461 569,6334 1873,325427 1873,325427
C2 0,044 1,32308 24,20396 31,1432 96,63108886 96,63108886
C3 0,01 0,44097 6,6601 6,163 21,9616111 21,9616111
iC4 0,0035 0,203434 2,57243 1,85185 7,686563886 7,686563886
nC4 0,0044 0,2557456 3,36886 2,42308 9,663108886 9,663108886
iC5 0,0014 0,1010114 1,16074 0,68656 3,074625555 3,074625555
nC5 0,001 0,072151 0,8457 0,4886 2,19616111 2,19616111
C6 0,0017 0,1465026 1,55329 0,74273 3,733473888 3,733473888
1 19,7784247 377,55432 699,7354 2196,16111 T
56
X es la cantidad de H2S de salida en lbmol/hr por el tope del absorbedor.
T es la cantidad de gas dulce en lbmol/hr que sale por el tope del absorbedor
incluyendo el H2S.
2196,16111 es la cantidad de gas acido a la entrada del absorbedor
1,317696666 es la cantidad de H2S en lbmol/hr a la entrada del absorbedor
0.0001 es la cantidad de H2S que requiere el cliente a la salida del gas por el
tope del absorbedor. El número en rojo debe cambiarse si el cliente requiere
otro porcentaje de salida del H2S.
Formula:
X(lbmol/hr)
2196.16111 lbmol/hr – 1,317696666 lbmol/hr + X =0.0001
Tabla 6: Cálculo del flujo molar de salida
X= 0,219506292 lbmol de H2S/hr (salida por el tope del absorbedor)
T= 2196,16111 - 1,317696666 + X
T= 2195,06292 lbmol /hr (salida del gas dulce) Incluyendo el H2S
Peso molecular aparente a la entrada= lbm/lmol 19,7784247
Temp Pseudo crítica=°R 377,55432
Presión Pseudo crítica=LPCA 699,73542
57
Tabla 7: Composición del gas tratado
SALIDA
Comp Flujo Molar
lbmol/hr Yi Yi*MW
CO2 175,4732727 0,079939974 3,518158255
H2S 0,219506292 0,0001 0,0034076
N2 1,098080555 0,00050025 0,014013507
C1 1873,325427 0,853426756 13,69152545
C2 96,63108886 0,044022013 1,323741937
C3 21,9616111 0,010005003 0,441190617
iC4 7,686563886 0,003501751 0,203535778
nC4 9,663108886 0,004402201 0,25587355
iC5 3,074625555 0,0014007 0,101061936
nC5 2,19616111 0,0010005 0,072187097
C6 3,733473888 0,001700851 0,146575895
2195,06292 1 19,77127162
Peso molecular aparente a la salida= lbm/lmol 19,77127162
Flujo molar a la salida: 2195,06292 lbmol/hr
Flujo molar a la salida: 43399,18522 lbm/hr
Como ya se tiene la cantidad de H2S entrando al absorbedor y la
cantidad saliendo por el tope se puede calcular la cantidad de H2S a remover.
58
Tabla 8: Cálculo de la cantidad de H2S a remover
H2S (lbmol/hr) en la entrada del absorbedor - H2S (lmol/hr) en la salida del absorbedor= H2S a emover
MW del H2S= 34,076 lbm/lbmol
H2S entrada del
absorbedor= (lbmol/hr) 1,317696666 44,9018316 lbm/hr
H2S salida del
absorbedor= (lbmol/hr) 0,219506292 7,479896406 lbm/hr
H2S a remover= 1,098190374 lbmol de H2S /hr
H2S a remover= 37,42193519 lbm de H2S /hr
2.- ABSORBEDOR.
2.1.- Cálculo de la solución catalizadora entrando al absorbedor
Tomando en cuenta las reacciones en el absorbedor, se bebe calcular la
cantidad de:
* Iones en estado férrico
* Agente quelatante.
* Agua
2.1.1.- Cálculo de la cantidad de iones férricos: Según la
reacción
Tomando en cuenta las reacciones en el absorbedor se calcula los iones
en estado férrico.
59
Se realiza la conversión de las lbmol/hr de H2S a lbm/hr de H2S
multiplicando el valor por el peso molecular del H2S
H2S a
remover= 1,098190374 lbmol de H2S /hr
H2S a
remover= 37,42193519 lbm de H2S /hr
• Se realiza el cálculo con la primera reacción:
Se toma el número de cada componente y se multiplica por su peso
molecular para hallar las lbm totales:
* H2S:
MW Número
H 1,0079 2
S 32,06 1
Total: 34,0758 lbm/lbmol de H2S
* HS- :
MW Número
H 1,0079 1
S 32,06 1
Total: 33,0679 lbm/lbmol de HS-
60
Como se tiene la cantidad de H2S a remover, entonces se realiza el
cálculo de la cantidad de HS- por regla de tres.
Para:
34,0758 lbm/lbmol de H2S se necesita 33,0679 lbm/lbmol de HS-
37,4219352 lbm de H2S/hr se necesita 36,31506262 lbm de HS-/hr
• Se realiza el cálculo con la segunda reacción:
Se toma el número de cada componente y se multiplica por su peso
molecular para hallar las Lbm totales:
MW Número
Fe 55,85 2
Total: 111,7 lbm/lbmol de Fe+3
Para: 33,0679 lbm/lbmol de HS- se necesita 111,7 lbm/lbmol de Fe+3
36,3150626 lbm de HS-/hr se necesita 122,6685848 lbm de Fe+3/hr
2,19639364 lbmol de Fe+3/hr
61
2.1.2.- Cálculo de la cantidad de Agente Quelatante (EDTA)
El agente quelatante no participa en la química de proceso. Todos los
agentes quelatantes solubilizan el hierro en agua, así permitiendo tener una
solución del hierro.
El quelato o ligamento, es generalmente el EDTA, el ácido tetraacetic
de la diamina del etileno, cuyo único propósito es aumentar la solubilidad del
hierro en agua.
Tabla 9: Características del EDTA
MW del EDTA: (lbm/lbmol) 292,2
Concentración de Fe+3 (ppm): 250 (Tomado del Liquid Phase
Processes. Chapter 9)
Se plantea la relación:
Para: 1000000 lbm de EDTA se necesita 250 lbm de Fe+3
490674,339 lbm de EDTA /hr se necesita 122,6685848 lbm de Fe+3/hr
Para llevarlo a lbmol/hr se divide por el peso molecular del EDTA
1679,24141
lbmol de EDTA /hr
2.1.3.- Cálculo de la cantidad de agua
Para calcular la cantidad de agua se debe tomar en cuenta la
característica de solubilidad:
Por cada 0.2 Grs de EDTA hay 10 Grs de H2O
62
1 lbm= 453,59 Grs
Se convierten los Grs a lbm:
0,2 Grs de EDTA son 0,000440927 lbm de EDTA
10 Grs de H2O son 0,022046341 lbm de H2O
Se plantea la relación para el cálculo de la cantidad de agua:
Para:
0.000440926828192861 lbm de EDTA se necesita 0.0220463414096431 lbm de H2O
490674.33908686 lbm de EDTA /hr se necesita 24533716.95
lbm de H2O/hr
Para llevarlo a lbmol/hr se divide por el peso molecular del H2O:
MW del H2O: 18,0153 lbm/lbmol
1361826,723 lbmol de H2O/hr
2.1.4.-Solución catalizadora total (entrando al absorbedor)
Se realiza la suma de todos los componentes, es decir, agua, iones
férricos más agente quelatante:
1363508,16
lbmol de sol
catalizadora/hr
25024513,96 lbm de sol catalizadora/hr
63
2.2.- Cálculo de la solución catalizadora saliendo del absorbedor
Tomando en cuenta las reacciones en el absorbedor, se debe calcular la
cantidad de:
* Iones Ferrosos
* Agua
* Agente quelatante.
* Azufre
* Hidrógeno
La cantidad de iones ferrosos, agua y agente quelatante es la misma,
no cambia, es decir, es la misma cantidad que entra.
2.2.1.- Cálculo de la cantidad de iones ferrosos: Según la
reacción
122,6685848 lbm de Fe+2/hr
2,19639364 lbmol de Fe+2/hr
2.2.2.- Cálculo de la cantidad de agua
24533716,95 lbm de H2O/hr
1361826,723 lbmol de H2O/hr
2.2.3.- Cálculo de la cantidad de agente quelatante
490674,3391 lbm de EDTA /hr
1679,241407 lbmol de EDTA /hr
64
2.2.4.- Cálculo de la cantidad de azufre.
Se realiza en cálculo según la tercera reacción.
* Azufre (S):
MW Número
S 32,06 1
Total: 32,06 lbm/lbmol de S
* Fe+2:
MW Número
Fe+2 55,85 2
Total: 111,7 lbm /lbmol de Fe+2
Para: 111,7 lbm/lbmol de Fe+2 se necesita 32,06 lbm/lbmol de S
122,6685848 lbm de Fe+2/hr se necesita 35,20819004 lbm de S/hr
1,09819682 lbmol de S/hr
65
2.2.5.- Cálculo de la cantidad de hidrógeno
Se realiza en cálculo según la cuarta reacción
* H+:
MW Número
H+ 1,0079 1
Total: 1,0079 lbm/lbmol de H+
* Fe+2:
MW Número
Fe+2 55,85 2
Total: 111,7 lbm/lbmol de Fe+2
Para: 111,7 lbm/lbmol de Fe+2 se necesita 1,0079 lbm/lbmolde H+
122,6685848 lbm de Fe+2/hr se necesita 1,106872575 lbm de H+/hr
1,09819682 lbmol de H+/hr
66
2.2.6.- Solución catalizadora total (saliendo del absorbedor)
Se realiza la suma de todos los componentes, es decir, azufre, iones
ferrosos, hidrógeno mas agente quelatante:
1363510,357 lbmol de sol catalizadora/hr
25024550,28 lbm de sol catalizadora/hr
Gas dulce= 43399.18522 lbm/hr
ABSORBEDOR H2S= 7.479896406 lbm/hr
Reacciones que ocurren en el Absorbedor:
25024513.96 Balance de masa = Sol. de entrada - Sol. De salida ≈ 0 lbm de sol catalizadora/hrBalance de masa= 0
Gas acido= 43436.60715 lbm/hrH2S= 44.9018316 lbm/hr
H2S= 37.42193519 lbm/hr25024550.28 lbm de sol catalizadora/hr
GAS ACIDO
GAS DULCE
SOLUCIÓN CATALIZADORA CON FE +++ POBRE EN H2S
SOLUCIÓN CATALIZADORA CON FE ++RICA EN H2S
Figura 10. Absorbedor. (Fuente: Guadama, J (2006))
67
3.- OXIDADOR
3.1.- Cálculo de la cantidad de aire entrando al oxidador
Tomando en cuenta las reacciones en el oxidador, se debe calcular:
Se toma el número de cada componente y se multiplica por su peso
molecular para hallar las lbm totales:
* Fe+2
MW Número
Fe+2 55,85 2
Total: 111,7 lbm/lbmol de Fe+2
* O2
MW Número
O2 15,99 1
Total: 15,99 lbm/lbmol de O2
Para: 111,7 lbm/lbmol de Fe+2 se necesita 15,99 lbm/lbmol de O2
122,6685848 lbm de Fe+2/hr se necesita 17,56016715 lbm de O2/hr
Se agrega un exceso de Aire del 50% para garantizar una reacción de
un 100%
Total de aire que reacciona es:
68
26,34025072 lbm de O2/hr
Se convierte a lbmol/hr si se divide por el peso molecular del O2:
1,64729523 lbmol de O2/hr
3.2.- Cálculo de la cantidad de azufre y agua que sale por el
fondo del oxidador
3.2.1.- Azufre
El azufre entrando al oxidador es igual al azufre saliendo por el fondo
S entra=S sale 35,20819004 lbm de S/hr
1,09819682 lbmol de S/hr
3.2.2.- Agua
Según la reacción:
Al aire se le agregó un exceso del 50%. Es necesario el cálculo del
agua tomando en cuenta el exceso.
Esta agua es una corriente interna, permite trasladar el azufre hasta el
contenedor.
69
* O2:
MW Número
O2 16 1
Total: 16 lbm/lbmol de O2
* H2O:
MW Número
H 1,0079 2
O 16 1
Total: 18,0058 lbm/lbmol de H2O
Para: 15,99 lbm/lbmol de O2 se necesita 18,0058 lbm/lbmol de H2O
26,34025072 lbm de O2/hr se necesita 29,66086845 lbm de H2O/hr
Se convierte a lbmol/hr si se divide por el peso molecular del H2O:
MW de H2O= 18,0153 lbm/lbmol
1,646426562 lbmol de H2O/hr
Para obtener el total de agua y azufre se suman los dos valores de los
cálculos anteriores.
Total de agua y azufre: 64,86905849 lbm/hr
2,744623382 lbmol/hr
70
3.3.- Cálculo de la cantidad de agente quelatante saliendo del
oxidador
A la cantidad de agente quelatante entrando al oxidador se le resta la
cantidad de azufre y obtenemos la cantidad de salida, el agente quelatante
no reacciona y los iones de hierro solo cambian de estado ferroso a férricos
nuevamente. En el oxidador ocurre una reacción entre el hierro en estado
ferroso y el aire, provocando una oxidación, transformando el hierro de
estado ferroso a férrico nuevamente. Es necesario el cálculo de la cantidad
de aire que se necesita para reaccionar y que se va con el agente quelatante.
Agente quelatante - azufre + aire= Agente quelatante que sale del oxidador
Cantidad de oxígeno que reacciona:
FeO Ferroso
Es necesario el cálculo de oxígeno que viene con
el hierro en estado ferroso.
Fe2O3 Férrico
Es importante calcular la cantidad de oxígeno en
el hierro en estado férrico,
La resta de los resultados dará la cantidad de oxígeno que se va con el
agente quelatante
3.3.1.- Cantidad de oxígeno en estado ferroso
Se establece una regla de tres, se toma el número que tiene el hierro y
el oxígeno y se multiplica por el peso molecular, entonces se calcula la
cantidad de oxígeno para las lbmol/hr de hierro (calculado en la sección del
absorbedor) el cual es constante en estado férrico o ferroso.
71
MW:(lbm/lbmol) Número MW*Número
Fe 55,85 1 55,85
O 16 1 16
Para: 55,85 lbm/Lbmol de Fe se necesita 16 lbm/Lbmol de O
122,6685848 lbm/hr de Fe se necesita 35,14229823 lbm/hr de O
3.3.2.- Cantidad de oxígeno en estado férrico
MW:(lbm/lbmol) Número MW*Número
Fe 55,85 2 111,7
O 16 3 48
Para: 111,7 lbm/lbmol de Fe se necesita 48 lbm/lbmol de O
122,6685848 lbm de Fe +3/hr se necesita 52,71344735 lbm/hr de O
3.3.3.- Cantidad de oxígeno que se va con el agente quelatante
Fórmula: Oxígeno de FeO - oxígeno de Fe2O3 = Oxígeno que se va con el agente quelatante.
Agente quelatante que sale del
oxidador= 25024522,63
lbm de sol
catalizadora/hr
17,57114912 lbm/hr de O
72
Agente quelatante saliendo del
oxidador= 25024522,63
lbm de sol
catalizadora/hr
3.4.- Balance de masa para el cálculo del aire gastado
Para hacer el balance de masa se tomó el volumen de control externo
Señalado por los números de color verde.
?
m1+m3=m4+m6+m7
Se despeja m7
m7= 8,769101605 lbm de O2/hr
73
OXIDADOR
8.769101605lbm de O2/hr Azufre= 35.20819004
lbm de S/hr7 1.09819682
lbmol de S/hr25024550.28
lbm de sol catalizadora/hr 61363510.357
lbmol /hr1 1
2Agua= 29.66086845 lbm de H2O/hr
Aire 26.34025072lbm de O2/hr 3
25024532.64lbm de sol catalizadora/hr 4
1363509.396lbmol /hr 4
1.647295235 lbmol de O2/hr
Agua y Azufre= 64.86905849lbm/hr
Figura 11. Oxidador. (Fuente: Guadama, J (2006))
4.- BALANCE DE TEMPERATURA EN EL ABSORBEDOR
Q= Qg + Ql Calor de reacción=Q 9500 BTU/ lbmol de H2S a remover
El valor se tomó de la referencia Kohl, A. L. and Riesenfeld, F. C., Gas
Purifications, McGraw-Hill Book Co., Inc., New York, 1960
Q= 9500 BTU/lbmol de H2S * lbmol H2S/hr = Qg + Ql
74
H2S a remover= 1,098190374 lbmol de H2S /hr
Qg + Ql =Q=BTU/hr 10432,80856
Se conoce la corriente de gas dulce y las temperaturas en los puntos 1
y 2, entonces se calcula el calor específico de gas a través de la siguiente
ecuación:
Qg=mg*Cpg*(T2-T1)
Cp= Btu/lbmol*°R T= °R mg= lbmol/hr Q= Btu/hr ∆T= °F (T2-T1) 15
75
Tabla 10. Composición del gas tratado
SALIDA SALIDA
Comp Flujo Molar lbmol/hr Yi Yi*MW
CO2 175,4732727 0,079939974 3,518158255 H2S 0,219506292 0,0001 0,0034076 N2 1,098080555 0,00050025 0,014013507 C1 1873,325427 0,853426756 13,69152545 C2 96,63108886 0,044022013 1,323741937 C3 21,9616111 0,010005003 0,441190617 iC4 7,686563886 0,003501751 0,203535778 nC4 9,663108886 0,004402201 0,25587355 iC5 3,074625555 0,0014007 0,101061936 nC5 2,19616111 0,0010005 0,072187097 C6 3,733473888 0,001700851 0,146575895
total 2195,06292 1 19,77127162 Peso molecular aparente= lbm/lmol 19,77127162 Flujo Molar lbmol/hr salida 2195,06292
4.1.- Cálculo del calor específico del gas tratado
Temperatura promedio entre la corriente 1 y 2 Tem. prom= °F 117,5
76
Tabla 11. Calor Específico
Temp. (°F) Temp. (°F) Temp. (°F) 100 150 117,5
Comp *Cp (Btu/lbmol*°R)
*Cp (Btu/lbmol*°R)
Cp (Btu/lbmol*°R)
Y*Cp (Btu/lbmol*°R)
CO2 9,00 9,29 9,1015 0,727573673 H2S 8,18 8,27 8,2115 0,00082115 N2 6,96 6,96 6,9600 0,003481741 C1 8,65 8,95 8,7550 7,471751249 C2 12,95 13,78 13,2405 0,582873466 C3 18,17 19,52 18,6425 0,186518268 iC4 23,95 25,77 24,5870 0,086097553 nC4 24,08 25,81 24,6855 0,108670541 iC5 29,42 31,66 30,2040 0,042306755 nC5 29,71 31,86 30,4625 0,03047774 C6 35,37 37,93 36,2660 0,061683045
total 9,302255182
*Los valores de Cp, son obtenidos de la tabla 13-6 del GPSA
Cp= 9,302255182 Btu/lbmol*°R mg= 2195,06292 lbmol/hr ∆T= (T2-T1) 15 °R Qg= Btu/hr 306285,53 a Temp. Prom. De 117.5 °F
La fórmula es Q= Qg + Ql; se conoce Q y Qg por lo que se puede despejar el Ql
Q = Qg + Ql Ql = Q - Qg Ql= BTU/hr 295852,72
4.2.- Cálculo de la temperatura en el punto 4
De la siguiente ecuación se despeja T4, puesto que los otros valores ya se tienen.
77
? Ql=mg*Cpagua*(T4-T3)
Ql=BTU/*hr 295852,72 m quelato= (lbm/hr) 25024513,96 ∆T= (T4-T3) T4-125 °F Cp= Btu/lbm*°F 1 T3= (°F) 125 T4= (Q/m quelato*Cp quelato)+T3
T4=(°F) 125,0118225
Balance de temperatura en el absorbedor
43399.18522Lbm /hr (Incluyendo el H2S)
T2= °F 2125
T3= °F125
3
T1= °F110
43436.60715 1Lbm /hr (Incluyendo el H2S)
4
T4=?125.0118225 °F.
GAS ACIDO
GAS DULCE
SOLUCIÓN CATALIZADORA CON FE +++ POBRE EN H2S
SOLUCIÓN CATALIZADORA CON FE ++ RICA EN H2S
Figura 12. Absorbedor. Balance de Temperatura (Fuente: Guadama, J (2006))
78
5.- BALANCE DE TEMPERATURA EN EL INTERCAMBIADOR
Tomando un delta T de 100 ºF se calcula T5
∆T= °F 100
T5=ºF 225,0118225
5.1.- Cálculo del calor en la corriente de solución rica
Q=m EDTA*Cp EDTA*(T5-T4)
m EDTA= (lbm/hr) 25024550,28
Temp. Prom. en la línea de solución pobre= ºF 175,0118225
Cp=BTU/lbm*ºF 1
T=ºF 100
Q=BTU/hr 2502455027,71
5.2.- Cálculo de la Temperatura en el punto 7 de la solución
pobre
Con el calor calculado en la solución pobre, se calcula la temperatura
en el punto 7
79
?
Q=m EDTA*Cp EDTA*(T6-T7)
Q=BTU/hr 2502455027,71
m EDTA= (lbm/hr) 25024532,64
Cp=BTU/lbm*ºF 1
T6=ºF 250
T7=ºF 149,999930
5.3.- Cálculo del calor en el preenfriador
Q = m*cp* (T7-T2)
m=Lbm/hr 25024532,64
Cp=BTU/Lbm*ºF 1
T7= ºF 149,999930
T2=ºF 125
Q=BTU/lbm*ºF 6881744712
80
Figura 13. Intercambiador. Balance de Temperatura. (Fuente: Guadama, J (2006))
6.- CÁLCULO DE LA TEMPERATURA EN EL OXIDADOR.
La temperatura 9 y 10 son temperatura ambiente.
T9= 120 ºF
T10= 120 ºF
Tomando en consideración la temperatura de entrada de la sustancia
catalizadora (T5) al oxidador y la temperatura de salida (T6) se toma una
temperatura promedio. Se toma como temperatura de combustión
T8= 185 ºF
Balance de temperatura en el intercambiador
T2= °F125 Solución Rica
Q= BTU/hr 6881741958
Preenfriador T5= 225,0118225 °F
T7=?149,999930 °F
Solución Pobre Solución Pobre25024522,63
Lbm de sol catalizadora/hrT6=
250 °F
Solución Rica25024540,26 Lbm de sol catalizadora/hr
T4=125,0118225 °F.
81
Calculo de la Temperatura en el Oxidador.T8= °F
185 °F Azufre= 35.208190048.769101605 Lbm de S/hr
Lbm de O2/hr T10= °F 1207
625024550.28
Lbm de sol catalizadora/hrT5= °F 1
225.011823
Agua= 29.660868452 Lbm de H2O/hr
Aire 26.34025072Lbm de O2/hr
25024532.64Lbm de sol catalizadora/hr
4 3 T9= °FT6= °F 120
250
5
Agua y Azufre= 64.86905849Lbm/hr
Figura 14. Oxidador. Balance de Temperatura. (Fuente: Guadama, J (2006))
82
CAPÍTULO IV
SIMULADOR
LOCAT, siglas en ingles (Liquid Oxidation Catalyst), significa “Oxidación
Catalítica Líquida”, es un proceso a nivel industrial que se realiza para la
remoción del CO2 y H2S y su posterior conversión en azufre. LOCAT II es un
programa orientado al cálculo de las variables operativas durante el proceso.
Este capítulo está dividido en cinco (5) partes, en las cuales se explica
detalladamente el uso del simulador.
1.- Disposiciones generales.
2.- Cargar los datos.
3.- Ejecutar una simulación.
4.- Consultar
5.- Salida de datos
A continuación se explica cada una de las partes que constituye el
simulador.
1.- Disposiciones generales.
Consta de tres módulos:
• Un módulo de registros de datos: en el se podrá cargar datos
de manera automatizada mediante un archivo de datos y/o a
través de la carga manual de los mismos.
• Un módulo de cálculo: eje central del sistema debido a que aquí
se harán todos los cálculos pertinente de las variables
operativas que intervienen en el proceso.
83
• Un módulo de salida de datos: este incluye desde los resultados
que son mostrados al usuario a través de las pantallas así como
también los gráficos generados y el archivo de resultados.
A continuación se presentan las pantallas que constituyen el simulador.
1.1.- MI PC: para comenzar el uso del simulador, se busca en MI PC la
imagen LOCAT, se hace click con el botón derecho en la imagen. Se
despliega una ventana con varias opciones, se hace click en “Abrir”. En la
ventana se observan tres (3) carpetas, se hace doble click en “Instalar”. Se
despliega la ultima ventana y se hace doble click para entra al simulador.
Figura 15. MI PC. (Fuente: Simulador LOCAT)
Click con el boton derecho
Se hace click
84
Figura 16. Icono Simulador LOCAT. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.2.- Splash. Pantalla de presentación del programa. Esta pantalla de
presentación aparecerá cada vez que se inicie el programa, seguido a esto,
se cargara la pantalla principal del programa.
Figura 17. Pantalla de Presentación del Programa LOCAT. (Fuente: Simulador LOCAT)
Se hace doble click
para entrar al simulador
85 1.3.- Pantalla Principal. Aquí se presenta la pantalla de operación del
programa
Figura 18. Pantalla Principal del Programa LOCAT. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.4.-Menús del programa: Se presentan las opciones y procedimientos que el
programa requiere para su desempeño.
Figura 19. Pantalla Principal. Menú de Programa. (Fuente: Simulador LOCAT)
86
1.5.-“Archivo”. Se presentan las opciones de “Nueva corrida”, “Salir”.
Figura 20. Pantalla Principal. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.6.-Menú “Cálculos”. Se presentan las opciones de “Absorbedor”,
“Oxidador”, “Balance de temperatura”, parámetros que el programa esta
manejando.
Figura 21. Pantalla Principal. Menú Cálculos. (Fuente: Simulador LOCAT)
87
1.7.-Menú “Ver”. Se presentan las opciones de llamar el “Ver reporte de
resultados”, “Guardar gráfico como”
Figura 22. Pantalla Principal. Menú Ver. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.8.-Menú “Ayuda”. Se presentan las opciones de llamar el “Archivo de
ayuda”.
Figura 23. Pantalla Principal. Menú Ayuda. (Fuente: Simulador LOCAT)
88
1.9.-Barra de herramientas. En el se encontraran las mismas opciones y
procedimientos que en la barra de menú del programa
Figura 24. Pantalla Principal. Barra de herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.10.-Pantalla “Datos Generales”.Aquí se carga las condiciones Iniciales del
proceso.
Figura 25. Pantalla Datos Generales. (Fuente: Simulador LOCAT)
89
1.11.-Pantalla “Absorbedor”. Aquí se efectúa el cálculo de las variables a
nivel del absorbedor.
Figura 26. Pantalla Variables Absorbedor. (Fuente: Simulador LOCAT)
1.12.-Pantalla “Oxidador”. Aquí se efectúa el cálculo de las variables a nivel
del oxidador.
Figura 27. Pantalla Oxidador. (Fuente: Simulador LOCAT)
90
1.13.-Pantalla “Balance de temperatura”. Aquí se efectúa el cálculo de las
variables de temperatura en todo el sistema.
Figura 28. Pantalla Balance de Temperatura. (Fuente: Simulador LOCAT)
2.- Cargar los datos.
Para cargar los datos en el simulador existen dos maneras: La
automatizada, y la manual.
Es importante aclarar que la forma automatizada de cargar los datos se
debe utilizar una vez realizada la carga de datos en forma manual, está
carga manual se guarda en una carpeta del computador, es decir, para
volver a verificar esta carga de datos se realiza de manera automatizada,
pues ya la carga manual se realizó y los datos están guardados en el
computador.
2.1.- En el menú “Archivo” de la pantalla “Disposiciones Generales” se hace
doble click en “Nueva Corrida” y aparecerá la pantalla “Datos Generales”.
91
Figura 29. Pantalla Disposiciones Generales. (Fuente: Simulador LOCAT)
Doble clic, aparecera la pantalla “Datos Generales·
92
2.2.-Pantalla “Disposiciones Generales”. En el menú “Archivo”, submenú
“Importar archivo” de la pantalla “Datos Generales”, se procede a hacer click
en el mismo, este invocará un cuadro de diálogo donde se le pedirá que
ubique el archivo de datos correspondiente para proceder con la carga
automática de los datos.
Figura 30. Pantalla Datos Generales. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
2.3.-Pantalla “Disposiciones Generales”. Barra de herramientas.
Figura 31. Pantalla Disposiciones Generales. Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
93
2.4.-Cuadro de diálogo “Abrir”. Una vez ubicado el archivo de datos, se hace
click en el botón “Abrir” del cuadro de diálogo. Se procederá
automáticamente a cargar los datos correspondientes, en la pantalla “Datos”
.Ge ales”. Figura 32. Pantalla Cuadro de Dialogo. (Fuente: Simulador LOCAT) 2.5.-Pantalla “Datos Generales”. Datos cargados.
Figura 33. Pantalla Datos Cargados. (Fuente: Simulador LOCAT)
94
La otra forma de cargar los datos es la de manera manual, es decir,
colocando el dato requerido en cada una de las casillas correspondientes.
2.6.- Pantalla “Datos Generales”. Casillas donde se colocan los datos.
Figura 34. Pantalla Casilla Datos de Entrada. (Fuente: Simulador LOCAT)
Para agregar la composición del gas, se hace click en la casilla de
“Componentes”, este desplegará un menú donde se podrá escoger el
componente de su preferencia, después se hace click en el botón “Agregar”,
este agregará el componente en la tabla de componentes.
95
2.7.-Pantalla “Datos Generales”.Casilla de componentes del gas.
Figura 35. Pantalla Casilla Componentes del Gas. (Fuente: Simulador LOCAT)
2.8.-Pantalla “Datos Generales”. Botón “Agregar”, y componente agregado.
Figura 36. Pantalla Componentes del Gas Agregado. Botón Agregar. (Fuente: Simulador LOCAT)
96
Una vez agregado él o los componentes del gas natural, se procede a
tabular las fracciones de cada componente, en la tabla de componentes del
gas natural.
2.9.-Pantalla “Datos Generales”. Tabla de componentes del gas natural.
Renglón donde se tabula los Yi en porcentaje (%).
Figura 37. Pantalla Componentes del Gas Agregado. (Fuente: Simulador LOCAT)
Si se desea eliminar el componente agregado, se hace click en el botón
“Eliminar Registro”, y este automáticamente eliminará el último componente
agregado. Si la suma de los Yi no es igual a 1 se despliega una ventana de
“Error” indicando la revisión de los valores de Yi introducidos.
Una vez cargado todos los componentes del gas natural así como
también su respectivas porcentaje, se hace click en el botón “Iniciar
proceso”, este a su vez, iniciará el proceso generando el cálculo preliminar
que se desarrolla en esta pantalla, una vez terminado, el formulario se
ocultará, guardando los datos calculados en si mismo, y a disposición de
97
cuando el usuario quiera consultar los resultados generados. Se habilitará el
menú “Cálculos” en la pantalla principal.
Este paso permite obtener el flujo de entrada del gas ácido con la
cantidad de H2S y el flujo de salida del gas dulce con la cantidad de H2S
requiero por el cliente
3.- Ejecutar una simulación.
Para ejecutar una simulación, es necesario tener los datos cargados en
la pantalla “Datos Generales”, debido a que solo así se habilitara el menú de
“Cálculos” ubicado en la pantalla principal, que es donde se encuentra las
modalidades de cálculo (Absorbedor, Oxidador, Balance de temperatura).
Una vez cargadas los datos correspondientes, se procederá a hacer click en
el submenú “Absorbedor”, “Oxidador” y/o “Balance de temperatura”, se
cargará la pantalla correspondiente al submenú y se procederá a realizar el
cálculo correspondiente en cada una de las pantallas.
3.1.-Pantalla “Principal”. Submenú “Absorbedor”.
Figura 38. Pantalla Submenú Absorbedor. (Fuente: Simulador LOCAT)
98
3.2.-Pantalla “Absorbedor”. Aquí se realizan los cálculos pertinentes al absorbedor.
Figura 39. Pantalla Absorbedor. (Fuente: Simulador LOCAT)
En la pantalla “Absorbedor”, existe un menú de ecuaciones, en el se
puede ir armando las ecuaciones que se van a balancear, se balancea cuatro
(4) ecuaciones; en la casilla de “Ecuación“ no se selecciona nada, su
finalidad es ir contando las ecuaciones realizadas, en la casilla “Elemento”
se selecciona el elemento constitutivo de la ecuación correspondiente a la
tabla periódica, en la casilla “Número” se selecciona la valencia
correspondiente al elemento anteriormente seleccionado y/o el signo que
viene dentro de la ecuación, se hace click en el botón “Agregar Elemento”
y se agregará dicho elemento, si se desea reiniciar la construcción de la
ecuación se hace click en el botón “Borrar” y se borrará toda la ecuación.
Una vez terminada la ecuación se procede hacer click en el botón “Ecuación
Finalizada”, se cargaran los cálculos correspondientes al balanceo de la
ecuación.
99
Las ecuaciones son las siguientes:
Absorbedor:
1.- H2S1 H+ + S-
2.- Fe2
3.-S1 + Fe2
4.-H1 + Fe2
3.3.-Pantalla “Absorbedor”. Menú de ecuaciones.
Figura 40. Pantalla Menú de Ecuaciones. (Fuente: Simulador LOCAT)
100
3.4.-Pantalla “Absorbedor”. Menú de elementos de la tabla periódica.
Figura 41. Pantalla Elementos de la Tabla Periódica. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.5.-Pantalla “Absorbedor”. Menú de números y símbolos.
Figura 42. Pantalla Números y Símbolos Utilizados. (Fuente: Simulador LOCAT)
101
3.6.-Pantalla “Absorbedor”. Visor de ecuación generada.
Figura 43. Pantalla Visor de Ecuación. (Fuente: Simulador LOCAT)
Una vez balanceada las primeras dos (2) ecuaciones, se activará
(Parpadeará) el botón “Agente Quelatante (EDTA)”, este dará acceso a
balancear las otras dos ecuaciones restantes ecuaciones (3,4), al terminar de
balancear todas las ecuaciones se activará (Parpadeará) el botón “Aceptar”,
al hacer click en este se cargará los cálculos correspondientes y se ocultará
el formulario, quedando disponible para hacer cualquier consulta necesaria.
Hay que tener presente que si se hace click en el botón “cerrar (X)” de la
ventana, se descargará la información relacionada con los cálculos realizados
y las variables introducidas, por ende se reiniciará todo el sistema, obligando
ha introducir de nuevo los datos y ha realizar los balanceos de las
ecuaciones.
102
3.7.- Pantalla “Absorbedor”. Botones de acción.
Figura 44. Pantalla Botones de Acción EDTA. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.8.-Pantalla “Absorbedor”. Botones de acción.
Figura 45. Pantalla Botones de Acción Cancelar-Aceptar. (Fuente: Simulador LOCAT)
103
3.9.-Pantalla “Absorbedor”. Variables a introducir.
Figura 46. Pantalla Casilla de Variables. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.10.- Pantalla “Absorbedor”. Características del elemento seleccionado.
Figura 47. Pantalla Características de Elementos. (Fuente: Simulador LOCAT)
104
3.11.- Pantalla “Absorbedor”. Cálculo generado por el balanceo.
Figura 48. Pantalla Cálculo Generado por Balanceo. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.12.- Pantalla “Absorbedor”. Resultados generados.
Figura 49. Pantalla Resultados Generado. (Fuente: Simulador LOCAT)
105
Una vez realizados los cálculos pertinentes la pantalla “Absorbedor” se
ocultará, guardando los cálculos efectuados en el mismo y activando el
acceso hacia el cálculo de “Oxidador”.
3.13.- Pantalla “Principal”. Submenú “Oxidador”.
Figura 50. Pantalla Submenú Oxidador. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.14.-Pantalla “Oxidador”. Aquí se realizan los cálculos pertinentes al
oxidador.
Figura 51. Pantalla Cálculo Oxidador. (Fuente: Simulador LOCAT)
106
En la pantalla “Oxidador”, existe un menú de ecuaciones, en él se puede
ir armando las ecuaciones a balancear, se balancean cuatro (4) ecuaciones,
dos (2) ecuaciones son de carácter obligatorio y dos (2) ecuaciones son
automáticas; en la casilla de ecuación “NO SE SELECCIONA NADA”, su
finalidad es ir contando las ecuaciones realizadas, en la casilla “Elemento” se
selecciona el elemento constitutivo de la ecuación correspondiente a la tabla
periódica, en la casilla “Número” se selecciona la valencia correspondiente al
elemento anteriormente seleccionado y/o el signo que viene dentro de la
ecuación, se hace click en el botón “Agregar Elemento” y se agregará dicho
elemento, si se desea reiniciar la construcción de la ecuación se hace click en
el botón “Borrar” y se borrará toda la ecuación. Una vez terminada la
ecuación se procede hacer click en el botón “Ecuación Finalizada”, se
cargaran los cálculos correspondientes al balanceo de la ecuación. El cálculo
se efectúa de la misma manera que la anterior.
Las ecuaciones son las siguientes:
Oxidador:
1.- Fe2 +O1
2.- O1 + H2O1
Reacción Automática:
1.- Fe1 + O1
2.-Fe2 + O3
107
3.15.-Cuadro de diálogo. Donde se pregunta si se quiere introducir las
ecuaciones presentes en la reacción.
Figura 52. Pantalla Cuadro de Diálogo en el Oxidador. (Fuente: Simulador LOCAT)
Al hacer click en “Aceptar”, se procederá con el balanceo de las dos (2)
ecuaciones restantes de manera automatizada; el botón “Aceptar” de la
pantalla “Oxidador” (Parpadeará), indicando que ha finalizado el proceso.
Una vez realizados los cálculos pertinentes la pantalla “Oxidador” se ocultará,
guardando los cálculos efectuados en el mismo y activando el acceso hacia el
cálculo de “Balance de temperatura”.
108
3.16.-Pantalla “Principal”. Submenú “Balance de temperatura”.
Figura 53. Pantalla Submenú Balance de Temperatura. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.17.-Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Aquí se realizan los
cálculos pertinentes al Balance de temperatura en el sistema.
Figura 54. Pantalla Balance de Temperatura en el Sistemas. (Fuente: Simulador LOCAT)
109
3.18.- Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Botones de acción.
Figura 55. Pantalla Balance de Temperatura Botones de Acción. (Fuente: Simulador
LOCAT)
Para iniciar el cálculo, se hace click en el botón de acción “Calcular”,
este iniciará el cálculo, haciendo que introduzca ciertos valores que se
necesitan para proceder a través de unos cuadros de diálogos donde se
pregunta esa información.
110
3.19.-Cuadro de diálogo donde se pide que se introduzca el valor inicial de la
temperatura en el intercambiador de calor.
Figura 56. Pantalla Cuadro de Diálogo Valor Inicial. (Fuente: Simulador LOCAT)
3.20.-Cuadro de diálogo donde se pide que se introduzca una temperatura
entre 250 a 320 °F, para iniciar el cálculo de la T7 de la solución pobre.
Figura 57. Pantalla Cuadro de Diálogo Temperatura Promedio. (Fuente: Simulador LOCAT)
111
3.21.-Cuadro de diálogo donde se pide que se introduzca la temperatura de salida del azufre.
Figura 58. Pantalla Cuadro de Diálogo Temperatura de Salida del Azufre. (Fuente: Simulador LOCAT)
Una vez terminado el cálculo del balance de temperatura, esta se
ocultará conservando los valores calculados, que pueden ser consultados en
cualquier momento.
4.- Consultar
Una vez realizado los cálculos pertinentes en cada Generales, Absorbedor, Oxidador, Balance de temperatura en el
sistema), es posible acceder a los detalles de cálculo involucrados en el
mismo. Se llama a la pantalla que se quiera consultar, y se hace click en el
menú “Archivo”, submenú “Mostrar detalles de cálculo”, este activará la
interfase de detalles de cálculo contenida en la misma pantalla, o se hace
click en el botón “Mostrar detalles de cálculo” que está dispuesto en la barra
de herramientas de la pantalla en cuestión.
112
Para ocultar dichos detalles de cálculo se hace click en el menú
“Archivo”, submenú “Ocultar detalles de cálculo”, y este procederá a ocultar
los detalles de cálculo presentados. También se puede hacer haciendo click
en el botón “Ocultar detalles de cálculo” que esta dispuesto en la barra de
herramienta de la pantalla consultada.
4.1.-Pantalla “Datos Generales”. Menú “Archivo”, submenús “Mostrar detalles
de cálculo”, “Ocultar detalles de cálculo”.
Figura 59. Pantalla Datos Generales Menú Archivo. Detalles de Cálculos. (Fuente: Simulador LOCAT)
4.2.-Pantalla “Datos Generales”. Barra de herramientas.
Figura 60. Pantalla Datos Generales Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
113
4.3.-Pantalla “Datos Generales”. Detalles de cálculo.
Figura 61. Pantalla Datos Generales Detalles de Cálculo. (Fuente: Simulador LOCAT)
114
4.4.-Pantalla “Absorbedor”. Menú “Archivo”, submenús “Mostrar detalles de
cálculo”, “Ocultar detalles de cálculo”.
Figura 62. Pantalla Absorbedor. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
4.5.-Pantalla “Absorbedor”. Barra de herramientas.
Figura 63. Pantalla Absorbedor. Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
115
4.6.-Pantalla “Absorbedor”. Detalles de cálculo.
Figura 64. Pantalla Absorbedor. Detalles de Cálculos. (Fuente: Simulador LOCAT)
4.7.-Pantalla “Oxidador”. Menú “Archivo”, submenús “Mostrar detalles de
cálculo”, “Ocultar detalles de cálculo”.
Figura 65. Pantalla Oxidador. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
116
4.8.-Pantalla “Oxidador”. Barra de herramientas.
Figura 66. Pantalla Oxidador. Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
4.9.-Pantalla “Oxidador”. Detalles de cálculo.
Figura 67. Pantalla Oxidador. Detalles de Cálculo. (Fuente: Simulador LOCAT)
117
4.10.-Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Menú “Archivo”,
submenús “Mostrar detalles de cálculo”, “Ocultar detalles de cálculo”.
Figura 68. Pantalla Balance de temperatura. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
4.11.-Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Barra de herramientas.
Figura 69. Pantalla Balance de temperatura. Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
118
4.12.-Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Detalles de cálculo.
Figura 70. Pantalla Balance de temperatura. Detalles de Cálculos. (Fuente: Simulador LOCAT)
5.- Salida de datos
Las salidas de datos se refiere, de que manera se presentan los
resultados obtenidos por el simulador al usuario en cuestión. Las posibles
salidas son las siguientes:
5.1. Archivo de datos.
5.2. Reporte de resultados.
5.3. Gráficos alusivos al proceso con sus respectivas variables.
119
5.1. Archivo de datos.
Se refiere a que cuando se carguen los datos en la pantalla “Datos
Generales”, bien sea de forma manual ó automática, estos datos pueden ser
almacenados en un archivo de datos, el cual se podrá trasladar en algún
medio de almacenamiento y se podrá desarrollar la corrida de simulación en
otro ordenador que tenga instalado LOCAT II.
5.1.1.-Pantalla “Datos Generales”. Menú “Archivo”, submenú “Guardar como”.
Figura 71. Pantalla Datos Generales. Menú Archivo. (Fuente: Simulador LOCAT)
120
5.1.2.-Pantalla “Datos Generales”. Barra de herramientas.
Figura 72. Pantalla Datos Generales. Barra de Herramientas. (Fuente: Simulador LOCAT)
5.1.3.-Cuadro de diálogo “Guardar como”.
Figura 73. Cuadro de Diálogos. “Guardar Como”. (Fuente: Simulador LOCAT)
121
En este cuadro de diálogo se le pregunta al usuario donde quiere
guardar el archivo de datos así como también el nombre del archivo destino.
5.2. Reporte de resultados.
Cuando se han hecho los cálculos en todas las etapas (“Datos
Generales”, “Absorbedor”, “Oxidador”, “Balance de temperatura”), se activa
en la pantalla “Principal” el menú “Ver”, este contiene dos submenús que son
“Reporte de resultados” y “Guardar gráfico como”. Para ver el reporte de
resultados se hace click en este submenú y enseguida se le presentará un
cuadro de diálogo donde se le pide la ubicación destino del reporte de
resultados así como también el nombre del mismo, existen también tres (3)
extensiones posibles (Documento Word “.doc”, Archivo de texto “.txt” y Hoja
de Excel “.xls”), al escoger cualquiera de esta extensión el archivo se
guardara como un documento Word, un Archivo de texto y/o una Hoja Excel.
La extensión por defecto es la de Documento Word “.doc”.
5.2.1.-Pantalla “Principal”. Menú “Ver”, submenú “Ver reporte de resultados”
Figura 74. Pantalla Principal. “Menú Ver”. (Fuente: Simulador LOCAT)
122
5.2.2.-Cuadro de diálogo “Guardar como” con sus posibles extensiones de
almacenamiento.
Figura 75. Cuadro de Diálogo. “Guardar Como”. (Fuente: Simulador LOCAT)
Al haber guardado el archivo, este se activará automáticamente
exponiendo su resultado al usuario. El contenido del mismo puede ser
modificado, impreso, y eliminado si así se considera necesario.
5.3. Gráficos alusivos al proceso con sus respectivas variables.
Son los generados en las pantallas “Principal” cuando se termina todo
el cálculo (“Datos Generales”, “Absorbedor”, “Oxidador”, “Balance de
temperatura”), y en la pantalla “Balance de temperatura” cuando se realiza
el cálculo en esta pantalla.
Los gráficos se generan automáticamente cuando se generan los
cálculos. Si se desean guardar entonces se hacen click en los submenús
“Guardar gráfico como”, este presentará un cuadro de diálogo donde se le
123
pedirá la ubicación del archivo destino así como también el nombre del
mismo.
5.3.1.-Pantalla “Principal”. Menú “Ver”, submenú “Guardar gráfico como”.
Figura 76. Pantalla Principal . “Menú Ver”. (Fuente: Simulador LOCAT)
5.3.2.-Pantalla “Balance de temperatura en el sistema”. Menú “Guardar gráfico como”.
Figura 77. Balance de Temperatura en el Sistema. “Menú Guardar Gráfico” . (Fuente: Simulador LOCAT)
124
5.3.3.-Cuadro de diálogo “Guardar como”.
Figura 78. Cuadro Diálogo. “Guardar Como”. (Fuente: Simulador LOCAT)
125
CONCLUSIONES
El tratamiento del Gas Natural, se enfoca en la remoción de CO2 y H2S
de la corriente de Gas Natural Agrio para convertirlo en Gas Natural Dulce.
Para que esto suceda, existen diferentes procesos de endulzamiento, en el
cual se encuentra el proceso LOCAT; que básicamente realiza el mismo
procedimiento que el proceso de amina, pero con la diferencia que se obtiene
del proceso azufre elemental para la comercialización.
El desarrollo del trabajo especial de grado se baso en el estudio detallado del
proceso LOCAT, para la cual se realizo un simulador en lenguaje Visual Basic,
del cual se puede concluir:
1.- El comportamiento de las variables presente en el proceso LOCAT, se
determinó realizando los cálculos de temperatura en cada uno de los
equipos, presión, caudal de Gas Natural Agrio y Gas Natural Dulce, masa de
solución catalizadora, cantidad de H2S a remover y cantidad de azufre como
producto de la reacción; en una hoja de cálculo Excel programada, para la
cual se establecieron las condiciones iniciales básicas. Se tomó como base de
estudio el proceso de endulzamiento con amina.
2.- Se determinó la cantidad y concentración de contaminantes en el gas de
entrada, tomando como base los datos de un gas de cola proveniente de un
proceso de endulzamiento con aminas.
3.- Se determinó la cantidad de H2S a remover del gas ácido, con el fin de
obtener la cantidad de solución catalizadora necesaria y dar como resultado
un gas dulce según las especificaciones del cliente establecida en las
condiciones iniciales. Una de las ventajas que presenta el proceso LOCAT
126
frente a otros con la misma función y principios es que la solución catalítica
se regenera permanentemente, con lo cual se reduce el consumo de química.
4.- A través del estudio y aplicación en lenguaje Visual Basic, se diseño el
simulador del proceso LOCAT, el cual permite:
• La carga de los datos de manera automatizada y manual.
• Los cálculos pertinentes de las variables operativas que
interviene en el proceso.
• Balance de masa y temperatura en cada uno de los
equipos.
• Permite obtener y guardar los resultados tanto en texto
como en pantalla.
5.- Para realizar el simulador, primero se realizaron todos los cálculos del
proceso LOCAT, en una hoja cálculo Excel, el cual permite verificar y validar
los resultados que arroja el simulador.
127
RECOMENDACIONES
1.- En la actualidad no se tienen disponibles todos los datos técnicos de la
planta LOCAT por ser un proceso patentado, sería conveniente en el futuro
correr los cálculos respectivos, utilizando datos reales de algunas plantas ya
instaladas con características similares a la aplicación y verificar la corrida
del simulador con datos reales.
2.- Cálculo exacto de las dimensiones de los principales equipos (absorbedor
y oxidador) que constituyen el proceso LOCAT, con su respectivo
procedimiento, con el fin de realizar en un futuro el diseño de un simulador
para el cálculo de equipos.
3.- La información técnica, tal como: revistas, documentos de investigación,
congresos y reuniones técnicas a nivel mundial; relacionada con el tema de
recuperación de azufre en la biblioteca de postgrado de ingeniería de la
Universidad del Zulia, debe ser actualizada con la finalidad de facilitar la
creación de bases de datos por parte de los estudiantes en futuros trabajos.
4.- Es importante que los profesores de postgrado de ingeniería de gas
concienticen a los alumnos al uso del simulador, con el fin de fomentar la
visión práctica en este tipo proceso el cual aun no es conocido a profundidad.
5.- El simulador LOCAT debe ser implantado en la sala de computación del
postgrado de ingeniera de la universidad del Zulia, con el propósito de
permitir a los alumnos específicamente del área de tratamiento del gas
natural el uso del mismo para completar la información en cuanto al cálculo
de las variables operacionales presentes en el proceso y verificación de los
resultados.
128
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
LIBROS:
1.- Campbell, J. (1994) Gas Conditioning and Processing. Seventh Edition. Oklahoma U.S.A. 2.- Gas Processors Suppliers Association. (1998) Engineering data Book. Eleventh Edition. Volumen I y II. Oklahoma, USA. 3.- Greene, R. (1995) Compresores Selección, Uso y Mantenimiento. Segunda Edición. McGraw-Hill Interamericana de México. México D.F, México. 4.- Kevin, L. (1999) Decreasing Contactor Temperature Could Increase Performance. Third Edition. Bryan Research & Engineering, Inc. Texas, USA. 5.- Maddox, R. (1977) Gas and Liquid Sweetening. Second Edition. Oklahoma, USA 6.- Martínez, M. (1996) Ingeniería de Gas Principios y Aplicaciones, Endulzamiento del Gas Natural. Ingenieros Consultores, S.R.L. Maracaibo, Venezuela. 7.- Riensenfeld and Kohl. (1998) Gas Purification. Second Edition. USA. 1998. PÁGINAS DE INTERNET 8.- http://www.gtp-merichem.com/support/technical_papers/gas_sweetening.php 9.- http://www.gtp-merichem.com/support/technical_papers/municipal_landfills.php 10.- http://html.rincondelvago.com/gas-natural_endulzamiento.html 11.- www.gtp-merichem.com/support/technical_papers/optimization.php
129
12.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/aerobic.php 13.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/anaerobic.php 14.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/autocirculation.php 15.- http://www.gtp-merichem.com/support/technical_papers/state_of_iron_redox.php 16.- www.monografias.com/trabajos12/metdetr/metdetr.shtml 10.- www.gtp-merichem.com/downloads/lo-cat.pdf 13.- www.chm.bris.ac.uk/motm/edta/edtah.htm 14.- www.jtbaker.com/msds/englishhtml/e0150.htm 15.- http://www.gtp-merichem.com/ 16.- http://64.233.179.104/search?q=cache:q16w1JgVjq8J:www.enicorporateuniversity.eni.it/wcmll1/connect/resources/file/ebb10f4d73d0a01/H2S%2520Impact%2520Evaluation.pdf%3FMOD%3DAJPERES+LOCAT+PROCESS+XERGY+DIRECT+OXIDATION&hl=es&gl=ve&ct=clnk&cd=2 18.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/redox_chemistry.php 19.- www.gtp-merichem.com/downloads/sulfur_recovery.pdf 20.- www.gtp-merichem.com/downloads/wellhead.pdf 21.- www.gtp-merichem.com/downloads/desulfurization.pdf 22.- www.gtp-merichem.com/downloads/h2s_oxidation.pdf 23.- www.gtp-merichem.com/downloads/suncor.pdf 24.- www.gtp-merichem.com/downloads/geothermal_plants.pdf 25.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/process.php 26.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/applications/co2.php 27.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/applications/air.php 28.- www.gtp-merichem.com/downloads/brochure.pdf 29.- www.oilandgasonline.com/ecommcenters/gtp.html
130
30.- www.gtp-merichem.com/support/faq.php#materialsUsedInLoCat 31.- www.acofarma.com/pdf/htm/e093.htm 32.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/applications/refinery_fuel_gas.php 33.- http://www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/diagrams/oil_production.php
34.- www.gtp-merichem.com/products/lo-cat/applications/elevated_pressure_refinery.php
131
APÉNDICE A
A.- OTROS PROCESOS
A-1.- Proceso Ferrox
Este proceso fue desarrollado por la compañía KOPPERS y de una vez
fue utilizado en una escala relativamente extensa. En el presente la mayoría
de las plantas con procesos ferrox han sido reemplazadas por otros procesos.
La solución endulzadora contiene cerca de 3% de carbonato de sodio y
0,5% de óxido férrico hidratado. Esta solución es introducida en el tope del
absorbedor, y el gas ácido por el fondo. El gas endulzado sale por el tope del
absorbedor esencialmente saturado con agua. La solución rica sale por el
fondo y fluye hacia el aireador, donde es contactada con aire, convirtiendo el
sulfuro de hierro a azufre elemental y óxido de hierro. El aireador o ionizador
es generalmente un recipiente largo poco profundo. El requerimiento de aire
tiende a ser algunas veces el teórico probablemente debido al pobre contacto
en el recipiente aireador.
Figura 1. Diagrama de Flujo del Proceso Ferrox. (5)
Absorbedor
Aireador
Entrada de Gas Agrio
Bomba de Solución Pobre.
Lechada de
Azufre.
Precalentador
Salida de Gas
Dulce
Solución
132
La circulación es normalmente a una tasa para abastecer el
considerable exceso de hidróxido férrico sobre la cantidad teórica requerida
para la reacción con el sulfuro de hidrógeno. Supliendo un exceso de
hidróxido férrico parece mejorar la remoción del sulfuro de hidrógeno y
también minimiza la formación de tiosulfato en la etapa de regeneración. La
remoción del sulfuro de hidrógeno reportado por este proceso está por
encima del 85%. Cuando se requiere remover en un alto grado el H2S, se
recomienda 2 etapas de absorción. La lechada de azufre es removida del
aireador y enviada a los filtros para separación. El azufre sólido obtenido en
los filtros contiene aproximadamente 40% de azufre elemental, 40% de H2O
con 10 a 20% de hidróxido férrico o carbonato de sodio entrampados.
A.2.- Proceso Gluud
El proceso Gluud es similar al proceso ferrox y fue desarrollado en
Alemania. La diferencia principal es que una solución diluida de carbonato de
amonio es utilizada para la suspensión de óxido de hierro, en vez de una
solución de carbonato de sodio. También, el proceso Gluud emplea
regeneradores que son torres elevadas, en lugar de recipientes horizontales
poco profundos. Los regeneradores verticales requieren mucho menos aire,
pero presiones mucho más altas. La indicación es que el proceso Gluud
requerirá el 10% de circulación de aire requerido en una instalación de
hierro.
A.3.- Proceso Manchester
El proceso Manchester es una modificación del proceso ferrox, el cual
fue desarrollado en Inglaterra. La diferencia es que el proceso Manchester
utiliza torres de lavado múltiple con alimentación de solución fresca para
cada etapa. El proceso ferrox usa una torre simple de contacto entre la
133
solución y el gas ácido. El gas ácido es lavado con una solución de carbonato
de sodio conteniendo hidróxido férrico. La solución de carbonato fresco es
alimentada en cada etapa del absorbedor. La solución producto de la
reacción, que sale del fondo de cada absorbedor, es la alimentación para la
torre regeneradora, donde el aire es utilizado para regenerar la solución. El
azufre del proceso es colectado como espuma y filtrado similarmente al
proceso ferrox.
Figura 2. Diagrama de Flujo de un Proceso Manchester.(5)
A.4.- Proceso Stretford Ada
El proceso Streford ADA requiere más tiempo o depósito que para el
proceso Manchester. La reducción de la ADA por el hidrosulfuro de sodio
(NaHS), requiere cerca de 45 minutos para completarse. Este tiempo
adicional de demora requiere una capacidad adicional para sostener la
solución circulando. Adicionalmente el proceso Streford ADA también
requiere una planta de decarbonización para mantener el PH de la solución
circulando. La decarbonización externa no es requerida en el proceso
Entrada de Gas
Ventilador de aire
Bomba de Solución Rica.
Absorbed
Tanque de Demora
Lavadores Bomba del Filtrado
Espuma de Azufre
Regenerador
Solución Regenerada
134
Manchester porque la solución está constantemente siendo removida de
circulación para disposición. Los beneficios que genera el proceso Streford
ADA son:
• No hay pérdida del agente insoluble, como el proceso Manchester,
donde el hidróxido férrico se pierde con el azufre producido.
• No hay tendencia a bloquear con azufre las torres lavadoras, puesto
que las reacciones de absorción toman lugar dentro de la solución.
• Azufre de alta calidad puede ser producido por una simple filtración y
lavado.
• No hay problemas de efluentes como los causados por la continua
remoción de una porción de la solución circulando.
La siguiente tabla muestra las condiciones de operación para la planta
Streford:
Tabla 1. Condiciones de Operación de una Planta Streford
Temperatura 100°F
Presión 70 Psig
Caudal 40 MMPCND
Contenido H2S a la entrada 30 granos/100 pcn
Contenido H2S a la salida 0.005 granos/100 pcn
Contenido de CO2 3%
Contenido de aire 1.5 %
Tasa de solución Streford 1000 gpm
Azufre seco producido 1700 lb/día Azufre en torta producida 60% agua 4280 lb/día
135
Es importante notar el bajo contenido de H2S a la salida 0.005
granos/100 PCN. A causa de la complejidad química del proceso Streford, se
debe tener cuidado para mantener el PH y la concentración de la solución.
Ensayos y análisis químicos serán corridos como sigue:
• Diariamente – PH y concentración del ion carbonato y bicarbonato.
• 2 veces semanalmente – ADA, tiosulfato, vanadio y el azufre total
soluble fijado.
• Semanalmente, ion hidrosulfuro libre.
A.5.- Proceso Takahax
Este proceso fue desarrollado por Tokio gas Company. El proceso
químico es similar al del proceso Streford. Las reacciones involucradas
utilizan una solución alcalina conteniendo uno-cuatro naftoquinona, dos
sulfonato de sodio como catálizador de óxido-reducción en vez de
antraquinona disulfónica ácida. El diagrama de flujo es similar al proceso
Streford. El gas ácido, es contactado con la solución takahax en una torre de
absorción.
A.6.- Proceso Thylox
Este proceso fue introducido por la Koppers Company en los años
1920. Encontró amplia aplicación en la purificación y endulzamiento de todos
los tipos de gases industriales. En los Estados Unidos los gases
manufacturados han sido grandemente reemplazados por gas natural, por lo
tanto, estos procesos son ahora utilizados principalmente para el tratamiento
del gas de coque en fábricas de acero.
136
Figura 3. Diagrama de Flujo de un Proceso Thylo. (5)
El sulfuro de hidrógeno es convertido a azufre elemental conteniendo
menos que 0.5% arsénico. La remoción del H2S por la solución Thylox es
muy eficiente. Los gases contienen tan poco como 0.2 granos de H2S por 100
pcn de gas producido. Para alto grado de remoción de sulfuro de hidrógeno,
se deben utilizar 2 etapas de absorción. La solución Thylox es corrosiva,
acero inoxidable es requerido para bombas, válvulas e intercambiadores de
calor. Los residuos líquidos del proceso son generalmente tratados para
remover arsénico.
A.7.- Proceso Perox
Este proceso fue desarrollado en Alemania durante la década de 1940
para la purificación de gas carbónico. La reacción de absorción produce
hidrosulfuro de amoniaco el cual es oxidado a azufre elemental por contacto
con aire. El diagrama de flujo es casi idéntico al de un proceso Thylox. El gas
ácido pasa a través de un enfriador y luego al absorbedor en contracorriente
con la solución PEROX. La solución PEROX rica es regenerada en el oxidador
Absorbedor
Bomba de Solución Rica.
Azufre
Precalentador
Filtro
Espuma de Azufre
Ventilador de aire
Tionizador
Solución
Salida de Gas Dulce.
Entrada de Gas Acido.
137
al ponerla en contacto con aire. El azufre elemental removido desde el tope
del regenerador como espuma es filtrado.
A.8.- Proceso Giammarco Vetrocoke
Las variaciones de los procesos básicos permiten remover el H2S y la
producción simultánea de azufre. Los procesos de remoción de H2S están
basados en la absorción de sulfuro de hidrógeno en una solución alcalina de
arsenitos y arsenatos. Los arsenitos y arsenatos son disueltos en una
solución de carbonato de potasio y sirven como activadores. La química de
los procesos de remoción de H2S es compleja. El gas ácido entra por el fondo
del absorbedor y fluye ascendiendo en contracorriente con la solución
regenerada introducida por el tope del recipiente. El gas dulce sale por el
tope del absorbedor y entra al proceso de remoción del CO2.
Figura 4. Diagrama de flujo para un proceso G-V, removiendo H2S de Gases que contienen CO2 . (5)
Absorbedor
Bomba de Solución Pobre.
Enfriado
Solución Digestor
CO2
Filtro
Tanque de Acidificación
Salida de CO2
Salida de Aire
Entrada de Gas Acido
Gas Endulzado a Tren de Absorción
de CO2 Filtrado
Azufre
Solución Regeneradora
138
La figura 5, es similar al de un proceso ferrox y otros procesos de
absorción-oxidación de líquido. El gas ácido entra al fondo del absorbedor y
fluye ascendiendo en contracorriente con la solución regenerada entrando
sobre la bandeja del tope del absorbedor. La solución rica fluye del fondo del
absorbedor al digestor, manteniéndolo por un corto tiempo. Del digestor la
solución fluye hacia el tope de la torre regeneradora y fluye bajo contacto
con aire. El aire regenera la solución liberando azufre, el cual es removido
como una espuma y filtrado. El filtrado es combinado con la solución
regenerada y enviada al absorbedor.
Figura 5. Diagrama de Flujo de un proceso G-V para remover H2S sin presencia de CO2 . (5)
Ventilador de
Absorbedo
Bomba de Solución
Solución
Digestor
Espuma de azufre
Salida de Aire
Filtro
Entrada de Gas Acido
Gas Endulzado
Regenerad
Azufre
139
A.9.- Información Típica de Operación
La comparación incluye 3 procesos típicos de oxidación líquido, el
Thylox, el ferrox y el proceso Manchester y los procesos basados
principalmente sobre absorción de H2S por reacción ácido-base, fosfato
tripotásico, procesos 20% MEA y 20% DEA. Todos los procesos tipo
oxidación son selectivos para H2S en la presencia de CO2.
Tabla 2. Comparación de proceso de remoción de H2S
Proceso Giammarco Vetrocoke Thylox Ferrox Manchester Fosfato
Tripotasico MEA 20%
DEA 20%
Presión Psig Atm Atm Atm Atm 400 65 65
Temp. Gas Entrada 100-300 100 100 100 100 100 100
H2S entrando granos/ 100 pcn
300-500 300-500
300-500 500-1000 450 2000 2000
H2S saliendo granos/ 100 pcn
< 0.1 10 5 0.25 5-10 1-5 10-
20
Granos/gal 600 40 70 10 470 2100 1200
Los procesos Thylox, Ferrox y Manchester son ordinariamente
utilizados para tratamiento de gas carbónico y operan a presión atmosférica,
por esta razón fue considerada baja presión en el absorbedor en los otros
tres procesos. La data mostrada en la tabla anterior claramente demuestra
las ventajas del proceso Giammarco Vetrocoke para la remoción de H2S. La
presión de vapor sobre la solución determina el grado de remoción del H2S
que puede ser obtenido, elevando la temperatura se eleva la presión de
vapor. Debido a la extremadamente baja presión de vapor del H2S sobre la
solución G-V puede operar a temperaturas por encima de 300°F y la torre
produce un gas endulzado conteniendo tan poco como 1 ppm de H2S. La
presencia de CO2 en el gas tendrá un efecto adverso sobre la capacidad de
140
transporte de las soluciones de amina. Adicionalmente, Riensenfeld y
Mulowney advierten que la capacidad de transporte de 600 granos para la
solución G-V fue muy conservativa.
A.10.- Procesos Lacy- Keller
Otro proceso desarrollado en los Estados Unidos el cual reporto ser
altamente selectivo para ambos sulfuro de hidrogeno y mercaptanos,
siempre en presencia de CO2. El llamado Proceso Lacy Keller, utiliza una
solución química no identificada para remover H2S y mercaptanos de las
corrientes de gas natural y producir azufre de buena calidad. El azufre
coloidal es floculado en celdas de flotación electrolítica y removidos por
filtración en tanques de vacío. Un diagrama esquemático de flujo es
mostrado en la figura 6. El gas ácido entra al absorbedor el cual es
generalmente una torre empacada con plástico. El gas ácido fluye
ascendiendo en contracorriente con la solución conteniendo el agente activo
desconocido. Figura 6. Diagrama de flujo para el proceso LACY- KELLER. (5)
Absorbed
Bomba de Solución pobre
Solución
A la atmósferaFiltro
Entrada de Gas Acido
Gas Endulzado
AzufreA la
atmósfera
Celda de Regeneración
Bomba de Transferencia.
Bomba de Vacío
Celda de Flotación
Tanque de
Tanque de Regeneración
141
La solución es extremadamente corrosiva y esencialmente toda la
planta es de acero inoxidable con una cubierta de Epoxy.
El proceso es selectivo, bajo el agente activo no reacciona con CO2, una
limitación esta en que no remueve compuestos inoxidables. También esta
limitada a pequeñas cantidades de remoción de azufre y probablemente no
puede ser operada para producción de azufre mayor a 1 tonelada por día.
A.11.- Proceso Townsend
Otro proceso de nuevo desarrollo, es el también llamado Townsend, el
cual utiliza una solución orgánica tal como trietilenglicol para contactar el gas
ácido y simultáneamente endulzar, deshidratar y producir azufre.
Un diagrama de flujo para un proceso Townsend es mostrado en la
figura 7. El gas ácido entra por el fondo del absorbedor reactor y fluye
ascendiendo en contracorriente con una mezcla de un solvente orgánico
(preferiblemente trietilenglicol) y dióxido de azufre. La reacción se produce
completamente de forma instantánea, liberando azufre y agua. El agua es
soluble en el trietilenglicol y llega simplemente una parte en la solución
circulando. El azufre no es soluble y forma una lechada con la solución.
Figura 7. Diagrama de Flujo para un proceso Townsend. (5)
Absorbedor
Bomba de Solución Pobre.
Solución rica
Entrada de Gas Acido
Gas Endulzado Precalentado
Despojador de Glicol
Enfriador
Azufre
Vapor
Intercambiador
Intercambiador
SO2 Líquido
Vapor
142
La solución rica deja azufre en el sedimentador y fluye para la torre
regeneradora de Glicol, donde esta es regenerada en el rehervidor para
remover el agua. La cantidad de agua a remover en el regenerador
mantiene el balance de agua alrededor del sistema, esto es una combinación
de agua removida del gas deshidratado y agua formada de la reacción entre
el SO2 y H2S. Hay un número de posibles variaciones del diagrama de Flujo
Townnsend, incluyendo uno que debería operar sobre la corriente de gas
ácido que sale de una unidad endulzadora MEA o de otro tipo. El proceso
Townsend es selectivo al H2S siempre en presencia del CO2. Esto significa
que para remover dióxido de carbono, este debería ser usado en
combinación con otro proceso.
A.12.- Proceso De Sulfolano (SHELL)
La compañía Shell desarrolló un proceso patentado para absorber H2S
en una solución de sulfolano. El sulfolano contiene un catalizador de una sal
ferrosa, un Pyridine Carbocilico Acido y agua. El H2S reacciona con SO2 para
recuperar azufre elemental en un proceso muy similar al proceso Townsend.
A.13.- Proceso de Azufre Freeport
La compañía de azufre Freeport tiene un proceso para recuperar azufre
de un gas ácido por el uso de una reacción catalizada en azufre fundido. La
cantidad estequiométrica de dióxido de azufre es mezclada con el gas agrio,
luego la mezcla es contactada en contracorriente con el azufre derretido
conteniendo un catalizador de amina. El SO2 requerido para la reacción es
obtenido por la quema de una parte del azufre producido.
143
5.14.- Proceso Hainess
Las mallas moleculares pueden ser usadas para endulzar gas
posteriormente a la producción de azufre. Los gases de regeneración pueden
ser oxigeno conteniendo gases para la producción de SO2 o cuando se desea
quemar azufre, estos gases son utilizados para la conversión a azufre.
Un esquema del diagrama de flujo de un proceso de recuperación de azufre
HAINESS se muestra en la figura 8. El diagrama mostrado, presenta dos
lechos de zeolita, sin embargo pueden utilizar hasta 6 lechos, dependiendo
de la tasa de flujo de gas ácido y de la composición. El gas ácido fluye a
través de una cama de zeolita donde el H2S y el agua son removidos.
Figura 8. Diagrama de Flujo del Proceso Hainess. (5)
Entrada de Gas Acido
Enfriador de gas
Azufre líquido para almacén
Bomba.
Quemador de azufre
Aire
Absorción
Enf
r
iami
en
Regeneración Catal Ít ica
Condensador de azufre
Enfriador de Ajuste
Caldera de Desechos
Salida de gas endulzado
144
El gas endulzado sale del tope de lecho y es descargado de la unidad.
El gas de regeneración consiste de gases de un quemador de azufre que
contiene la porción estequiometrica requerida de SO2 para la conversión de
H2S a azufre. El gas de regeneración pasa por el lecho hacia abajo
calentando la cama y despojando el H2S absorbido por el lecho. Como el H2S
es despojado, este reacciona con el SO2 para formar vapor de azufre y agua.
5.15.- Proceso Claus
Probablemente es el mas y mejor conocido de los procesos de
producción de azufre en la industria del gas natural, no de endulzamiento de
gas natural. En lugar de ello utiliza una corriente rica en gas ácido
proveniente de algún otro proceso de endulzamiento como entrada. El
proceso es comúnmente conocido como el proceso Claus, el cual fue
desarrollado cerca de 1890. Es aplicable para la producción de azufre de
corrientes de gas ácido conteniendo desde 15% a 100% de H2S. El proceso
Claus original se basó en la oxidación del H2S con aire sobre un catalizador
como hierro o bauxita dentro de un reactor simple. De acuerdo con Gauson y
Elkins el primer avance significativo fue realizado cerca de 1937 por la
industria Farbenin. En vez del quemado directamente del H2S sobre el
catalizador, ellos quemaron 1/3 de H2S a dióxido de azufre en una caldera de
desecho. El SO2 fue entonces puesto a reaccionar con el H2S remanente
sobre bauxita a 700 – 750 °F. La principal ventaja de este arreglo es que el
calor total de reacción producido en el convertidor catalítico, es grandemente
reducido, permitiendo así mantener mejor el nivel de temperatura.
Otro desarrollo atribuido a la industria Farben, fue la alta temperatura
(encima de 1000 °C) de combustión catalítica de H2S con aire para producir
azufre directamente. Esta conversión no catalítica de H2S a azufre lo produce
en una cantidad acertada tan alta como 90%.
145
A.16.- Amoco Claus
Este proceso se usa para convertir sulfuro de hidrógeno a azufre de
alta pureza, en corrientes de sulfuro de hidrógeno gaseoso, productos de las
operaciones de procesamiento y refinación del gas.
La corriente de gas ácido conteniendo sulfuro de hidrógeno, la cual puede
originarse en una unidad convencional de amina o un proceso similar, se
alimenta a un horno de reacción donde se quema con suficiente aire para
satisfacer la estequiometría de la reacción de Claus. Los gases calientes de
reacción son enfriados en la sección regeneradora de vapor del horno de
reacción y luego enfriados adicionalmente en el primer condensador, donde
se remueve el azufre producido en el horno de reacción.
Después de calentado, los gases entran al primer convertidor catalítico,
donde se forma azufre adicional, el cual es condensado en el segundo
condensador. Dependiendo de la concentración de sulfuro de hidrógeno en el
gas ácido alimentado a las unidades, el número de etapas catalíticas y la
calidad del catalizador utilizado, pueden obtenerse eficiencias de conversión
de hasta el 98%. Con las debidas modificaciones, el proceso es apropiado
para el tratamiento de gases ácidos que contienen sulfuros de hidrógeno en
un amplio margen de concentraciones. Además el proceso debe ser diseñado
de modo que la presencia de impurezas tales como, hidrocarburos y
amoniaco, en la corriente de gas ácido no tenga efectos dañinos sobre el
comportamiento de la planta y la calidad del azufre producido. Hay muchas
unidades en operación que procesan corrientes de gas de refinerías que
contienen cantidades apreciables de amoníaco. Esta característica es de
importancia particular en vista de los requerimientos de control
ambiental, los cuales exigen esencialmente la completa remoción del sulfuro
de hidrógeno de todas las corrientes gaseosas y líquidas de la refinería y su
conversión a azufre elemental antes de disponer del mismo. Bajo las
condiciones prevalecientes en el horno de reacción, es inevitable la formación
de algún sulfuro de carbonilo (COS) y disulfuro de carbono (CS2), si el gas
146
ácido contiene CO2 e hidrocarburos. Aún cuando las cantidades de COS y CS2
que se forman son relativamente pequeñas, especialmente si el contenido de
gas ácido es bajo, son importantes como contaminantes en potencia del aire.
Un catalizador especial puede ser colocado en uno o varios de los
convertidores catalíticos para hidrolizar en gran parte el COS y CS2 a H2S y
CO2 y evitar que estos compuestos escapen a la atmósfera. El proceso
modificado enfatiza máxima eficiencia de conversión y el más alto grado de
confiabilidad a baja inversión de capital y costos operacionales. La alta
eficiencia de conversión minimiza la desulfuración del gas de cola. El proceso
ha sido aplicado a corrientes de gas ácido que contienen de 15 a 100% de
H2S en capacidades desde 5 a 1500 Toneladas brutas por día. Las unidades
más pequeñas están montadas sobre patines.
A.17.- Diagramas Alternos del Proceso
Hay esencialmente 4 diagramas de flujo que pueden ser utilizados en
el Proceso Claus. La principal diferencia entre esos procesos son la manera
en la cual, es mantenido el balance de calor en el proceso. La figura 9
muestra una alternativa del diagrama de flujo del proceso Claus. Los gases
ácidos son combinados con aire estequiometricamente para quemar 1/3 del
H2S total a SO2 y todos los hidrocarburos a CO2. La combustión del H2S
toma lugar en el quemador y en la cámara de reacción. La alta temperatura
producto de la combustión de la masa fluye a la caldera de desecho, donde
el calor es removido de los gases de combustión. Una parte de los gases
calientes es desviada en orden para mantener el nivel de temperatura a la
entrada del convertidor o reactor. El azufre condensado es extraído del fondo
de la caldera de desecho, los gases son combinados con la primera corriente
de gas caliente desviada y alimenta al reactor. El azufre debe ser removido
del condensador a una temperatura en el orden de los 300 ° F.
147
Figura 9 Diagrama de Flujo de un Proceso Claus “once trough” . (5)
Debido a un cambio de fase que ocurre cerca de los 320 °F. La
viscosidad del azufre líquido se incrementa muy rápidamente por encima de
esa temperatura. En consecuencia, la temperatura de el azufre debe ser
mantenida de los 320 °F; o el azufre será tan espeso y viscoso que es muy
difícil removerlo del condensador. La temperatura preferida al convertidor
catalítico o reactor es de aproximadamente 450 °F. Para evitar la
condensación del azufre líquido sobre el lecho catalítico. Cualquier
condensación causara taponamiento y desactivación del catalizador. Esto
explica el porque la desviación del gas caliente para mantener un alto nivel
de temperatura a la entrada del reactor. La mezcla de gas caliente y la
corriente enfriada fluye hacia abajo a través del primer convertidor catalítico
y luego entra al condensador donde la temperatura es reducida a un poco
mas de los 300 °F y el azufre líquido es removido.
Los gases enfriados luego son combinados con la segunda desviación del gas
caliente, para balancear la temperatura a la entrada del segundo reactor,
además la conversión de H2S y SO2 a azufre es completada en el segundo
reactor y los gases son enfriados de nuevo para remover el azufre.
Gas
Aire*
B&RC WHB R1 C1 R2 C2
Gases de Cola
SL SL SL
Primera desviación de gas
Segunda desviación de gas
Leyenda B: Quemador RC: Cámara de Reacción WBH: Caldera para Desechos R1: Primer Convertidor Catalítico
R2: Segundo Convertidor Catalítico C1: Primer Condensador C2: Segundo Condensador SL: Azufre Líquido
148
La figura 10 muestra una modificación del proceso once - trough, el
cual es utilizado cuando los gases que entran a la planta tienen bajo
contenido de H2S, aproximadamente por debajo de 25%. En esos casos no
hay suficiente calor de reacción para elevar a niveles satisfactorios la
temperatura de entrada de la corriente de gas ácido. En consecuencia,
únicamente la porción de gases a ser quemados son mezclados con aire e
introducidos al quemador. Ellos fluyen por medio de la caldera de desechos,
luego continúan combinándose, con una porción de los gases siendo
combinados con las 2/3 partes del gas ácido no quemado, siendo luego
introducidos en el primer reactor. La desviación del gas caliente es utilizada,
para controlar temperatura a la entrada del segundo reactor. Como en el
proceso once - through, la división de las corrientes de proceso utiliza aire
estequiométricamente para quemar 1/3 de H2S a SO2 y el total de
hidrocarburos a CO2. La figura 11 muestra un proceso Claus para una mezcla
de gas ácido siempre mas inclinado en constituyentes inflamables que
aquellos convenientes para una corriente de flujo dividido. El flujo del
proceso es esencialmente el mismo descrito antes, excepto que un
calentador externo de gas combustible es utilizado para controlar la
temperatura a la entrada del segundo reactor.
149
Figura 10. Diagrama de Flujo de un Proceso Claus de Corriente Dividida. (5)
La figura 12 muestra otro medio para controlar la temperatura a la
entrada del segundo reactor. La temperatura para el primer reactor es
controlada por la desviación del gas caliente como antes. La temperatura
para el segundo reactor es controlada por una línea entrante al quemador,
en la cual una cantidad controlada de la alimentación del gas ácido es
quemada con el calor de la reacción, siendo utilizada para mantener la
temperatura del segundo reactor.
Aire*
WHB R1 C1 R2 C2
Gases de Cola
SL SL
Desviación de gas caliente
1/3
B
Leyenda
B: Quemador WBH: Caldera para Desechos R1: Primer Convertidor Catalítico
R2: Segundo Convertidor Catalítico C1: Primer Condensador C2: Segundo Condensador SL: Azufre Líquido
2/3 del total de Gas Acido
150
Figura 11. Diagrama de Flujo de un Proceso Claus con 2 Condensadores de Azufre y Calentador Indirecto. (5)
Figura 12. Diagrama de Flujo de un Proceso Claus con tres condensadores, desviación de gas caliente y quemador en línea con gas ácido. (5)
Gas
Aire*
B&RC WHB R1 C2 R2 C3
Gases de Cola
SL SL
Desviación de gas caliente
Pequeño Flujo de Gas ácido para
SL
C1
AB
Aire
Leyenda B: Quemador RC: Cámara de Reacción WBH: Caldera para Desechos R1: Primer Convertidor Catalítico R2: Segundo Convertidor Catalítico
C1: Primer Condensador C2: Segundo Condensador C3: Tercer Condensador AB: Quemador en línea con Gas ácido SL: Azufre Líquido
Gas
Aire
B&RC WHB R1 C1 R2 C2
Gases de
SL SL
SL
H
Leyenda B: Quemador RC: Cámara de Reacción WBH: Caldera para Desechos R1: Primer Convertidor Catalítico R2: Segundo Convertidor Catalítico
C1: Primer Condensador C2: Segundo Condensador H: Calentador de Gas de Fuego Indirecto SL: Azufre Líquido
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A.18.- Proceso Pan American
La corporación Petroleum Pan American ha desarrollado un proceso de
oxidación directa para la producción de azufre, la cual evita la oxidación de
cualquier vapor de hidrocarburos livianos en el gas de alimentación. Este se
lleva a cabo, por calentamiento de los gases de alimentación evitando la
combustión directa. El catalizador usado es un “Catalizador poro celular de
conversión de azufre” con cuarzo como diluente. El diluente es necesario
para evitar un excesivo calentamiento del reactor. Manteniendo la
temperatura por debajo de 1000 °F, la oxidación de los hidrocarburos en el
reactor es mínima. El catalizador bauxita es desactivado rápidamente por
hidrocarburos insaturados y el azufre producido es incoloro.
A.19.- Consideración de Diseño
Hay muchas consideraciones de diseño discutidos en varios grados de
detalle. Goar ha resumido la mayoría de variables y criterios:
a.- Composición del gas ácido de alimentación.
b.- Combustión del gas ácido.
c.- Tiempo de retención de los gases de combustión a elevadas temperatura,
particularmente para el proceso “Once Trough”.
d.- Temperatura del gas de alimentación a los convertidores catalíticos o
reactores.
e.- Selección del óptimo esquema de recalentamiento.
f.- Velocidad en el convertidor catalítico.
g.- Coalescencia y separación del azufre entrampado en los gases efluentes
del condensador.
h.- Temperatura de condensación del azufre.
152
La mayor de las variables en los procesos tipo Claus son: Relación H2S
/ CO2 la cual debe ser mantenida 2:1; la temperatura del gas en la
alimentación del convertidor evitara el exceso de temperatura en el reactor,
ha temperatura de condensación de azufre para mantener al máximo la
fluidez del azufre. Goar reporta que el SPNA ha desarrollado y patentado un
sistema de control para optimizar la operación en la planta de azufre. El
sistema consiste de un incinerador pequeño que quema todo el azufre
llevando los componentes a SO2 y luego analizados por infrarrojo. La salida
del analizador servirá como entrada a un sistema de control para optimizar la
relación de masa de aire a gas ácido.
Valdes lista 13 modificaciones que son consideradas erróneas cuando
una nueva planta de azufre Claus esta siendo investigada:
1.- Asociar la superficie de condensación. Esta característica involucra las
bases, tuberías y controles del lado de vapor.
2.- Asociar las cámaras catalizadoras en un recipiente, con la separación de
las etapas por una partición interna.
3.- Eliminar la separación en el homoreactor con su inherencia en el
mantenimiento del refractario.
4.- En instalaciones grandes, se coloca el nivel de presión de vapor y se lleva
a la presión óptima en base a la tasa de agua en la turbina, MTD sobre la
caldera de desecho y los costos del hervidor en función de la presión del
vapor.
5.- Evaluar la instrumentación, para monitorear el análisis del gas de cola,
para mantener al máximo la eficiencia de conversión. El tiempo para analizar
y controlar debería ser muy corto en plantas grandes.
6.- Analizar el comportamiento de la planta en capacidades de carga parcial.
Algunos diseños pueden sufrir una caída sustancial de recuperación bajo
condiciones de carga parcial. Apreciar exactamente como sean posibles las
variaciones esperadas de alimentación. Ambas variaciones de composición y
de flujo son importantes.
153
7.- Insistir sobre un diseño representativo de datos o análisis, estos pueden
proveer altos costos para una planta errada que puede ser de cientos de
miles de dólares por inexactitud, obsolescencia o data no representativa.
8.- Investigar la posibilidad de formación de niebla de azufre en la caldera de
desecho. Esto puede ser predictivo, uno de los condensadores
inmediatamente aguas abajo del punto de formación de niebla, puede ser
sobre diseñado y mas adelante una baja en el tren de equipo puede estar
bajo diseño.
9.- Especificar que los tubos en la caldera de desecho y condensador estén
soldados herméticamente a los tubos.
10.- Preguntar sobre el uso del reflujo de azufre líquido en el tope de una
columna empacada. Si el propósito es condensar vapor de azufre o coalecer
el azufre liquido entrampado.
11.- Donde son requeridas grandes filas de refractarios de concreto
reforzado en las chimeneas de gases de desecho, es recomendado colocar
ventanas en la carcaza de cemento.
12.- La alimentación de gas ácido con una relación de CO2/ H2S grande,
algunos tienen las posibilidades de usar absorbente selectivo para remover la
cantidad requerida de sulfuro de hidrogeno, y solo una porción de dióxido de
carbono puede ser aprovechada. Si la calidad del valor calorífico no es un
requerimiento principal, se puede economizar en: El tamaño del equipo de
regeneración; Requerimiento de vapor para el despojamiento de la solución
absorbedora; El tamaño de la planta debe ser considerado.
13.- No usar un diseño que resultara en una temperatura en el lecho del
catalizador por debajo del punto de rocío del azufre.
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5.20.- Proceso Crystasulf
Es un proceso químico patentado no acuoso para remover H2S de
corrientes de gas y convertirlo en azufre, con las siguientes características:
• Originalmente fue diseñado para alta presión.
• Requiere de bajas tasas de circulación, trayendo como consecuencia
reducción de costos de operación y de inversión.
• Mínimas pérdidas de química debido al alto punto de ebullición de la
solución.
Debido a que el azufre permanece disuelto en la solución, no hay
sólidos en el líquido que circula al absorbedor. La solución CRYSTASULF está
compuesta de 3 componentes principales:
• El que forma el volumen de la solución (Hidrocarburo de alto punto de
ebullición)
• El que mantiene la solubilidad de ciertas reacciones inmediatas.
• Azufre elemental que participa en las reacciones.
El equipo está formado por un absorbedor de platos convencionales, el
H2S reacciona químicamente con SO2 para producir azufre elemental
disuelto. La reacción estequiometrica total es la misma que ocurre en una
unidad convencional CLAUS; sin embargo, en el absorbedor CRYSTASULF las
reacciones ocurren dentro de la solución CRYSTASULF a temperaturas entre
150 – 170°F. El SO2 requerido para la reacción puede ser agregado de
diferentes maneras dependiendo del tamaño de la aplicación.
La reacción que ocurre en este proceso:
2H2S + SO2 1/8S8 (disuelto) + 2H2O
155
Figura 13. Diagrama de flujo del proceso CRYSTASULF. (15)
