El Endulzamiento Del Gas Se Hace Con El Fin de Eliminar El H2S y El CO2 Del Gas Natural

8/4/2019 El Endulzamiento Del Gas Se Hace Con El Fin de Eliminar El H2S y El CO2 Del Gas Natural

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El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe elH2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos,especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay queeliminarlos para llevar el contenido de estos gases cidos a los niveles exigidos por los consumidores delgas. El H2S y el CO2 se conocen como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y un gasnatural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S.- Corrosin por presencia de H2S y CO2.- En la combustin se puede formar SO2 que es tambin altamente txico y corrosivo.- Disminucin del poder calorfico del gas.- Promocin de la formacin de hidratos.- Cuando el gas se va a someter a procesos criognicos es necesario eliminar el CO2 porque de locontrario se solidifica.- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro decarbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los lquidos que se

obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos sepuedan usar.

La concentracin del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. Laconversin de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 gPeso molecular del H2S = 34.ppm (V) = %(V)*104Granos/100PCN = (5.1)Miligramos/m = (5.2)

Donde, %(V) es la concentracin en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentracin en partes pormilln por volumen.

Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cuatro etapas

i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algn mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas.Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o almenos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.

ii) Regeneracin. En esta etapa la sustancia que removi los gases cidos se somete a un proceso deseparacin donde se le remueve los gases cidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapade endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2pero tambin es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros decarbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

iii) Recuperacin del Azufre. Como el H2S es un gas altamente txico y de difcil manejo, espreferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Estaunidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es altase hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S enazufre slido o lquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es latransformacin del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayora de las veces,para comercializarlo.

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

v) Incineracin. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola slo posee entre el 1y 0.3% del H2S removido, aun as no es recomendable descargarlo a la atmsferay por eso se enva auna unidad de incineracin donde mediante combustin el H2S es convertido en SO2, un gas que esmenos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Contenido

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1 Tipos de procesoso 1.1 Procesos de absorcin qumicao 1.2 Procesos de Absorcin Fsicao 1.3 Procesos Hbridoso 1.4 Procesos de Conversin Directao 1.5 Procesos de Absorcin en Lecho Seco (Adsorcin)

2 Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de Endulzamientoo 2.1 Seleccin de Procesos Aplicableso 2.2 Capacidad de Remocin de cidoso 2.3 Caractersticas del Proceso de Tratamiento

3 Consideraciones de Diseo 4 Barredores de H2S 5 Desarrollo de Nuevos Materiales 6 PROCESAMIENTOS DEL GAS 7 Proceso de Absorcin 8 Proceso de Refrigeracin 9 Procesos Criognicos 10 Bibliografa

[editar] Tipos de procesos

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categoras de acuerdo a sutipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o nolos gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneracin con recobrode azufre y en otros si. Las cinco categoras son:

- Absorcin qumica. ( procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneracin se hace conincremento de temperatura y decremento de presin.- Absorcin Fsica. La regeneracin no requiere calor.- Hbridos. Utiliza una mezcla de solventes qumicos y fsicos. El objetivo es aprovechar las ventajasde los absorbentes qumicos en cuanto a capacidad para remover los gases cidos y de losabsorbentes fsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracin.- Procesos de conversin directa. El H2S es convertido directamente a azufre.

- Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un slido que tiene afinidad por losgases cidos. Se conocen tambin como procesos de adsorcin.
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Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categora puede ser mejor que otra,uno de estos criterios y quizs el ms importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S essu presin parcial y la figura 67 muestra el comportamiento.

Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso.Efectos Fisiolgicos de la Concentracin de H2S en el Aire(1).

Concentracin en el Aire Efectos Fisiolgicos%(V) ppm (V) g/100 PCN mg/m0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible y desagradable. Cuando la concentracin es mayor de 4.6ppm el olfato no la detecta.0.001 10 0.63 14.41 Concentracin mxima ambiental permitida por la OSHA*.0.005 50 3.15 72.07 Pico mximo aceptable por encima del nivel aceptado por la OSHA, permitidodurante 10 minutos en un intervalo de ocho horas.0.01 100 6.3 144.14 Irritacin de los ojos. Prdida del sentido del olfato despus de 3 a 15 minutos.Respiracin alterada y dolor en los ojos despus de 1530 minutos, seguido por irritacin de lagarganta despus de 1 h0.02 200 12.59 288.06 Prdida del olfato rpidamente. Lesiones en los ojos y garganta.

0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Prdida de la razn y el equilibrio. Problemas de respiracin enpocos minutos. Las vctimas necesitan respiracin artificial.0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rpidamente. La vctima deja de respirar y muere si no esrescatada con prontitud, adems requiere de respiracin artificial.0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconsciencia inmediata. Daos permanentes en el cerebro o muerte amenos que la vctima sea rescatada rpidamente y reciba respiracin artificial.

[editar] Procesos de absorcin qumica

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solucinen la cual hay una substancia que reacciona con los gases cidos. El contacto se realiza en una torre

conocida como contactora en la cual la solucin entra por la parte superior y el gas entra por la parteinferior. Las reacciones que se presentan entre la solucin y los gases cidos son reversibles y por lo tanto lasolucin al salir de la torre se enva a regeneracin. Los procesos con aminas son los ms conocidos de estacategora y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorcin qumica es que la contactora sea operada a condiciones quefuercen la reaccin entre los componentes cidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones),y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reaccin para liberar los gases cidos ( bajaspresiones y altas temperaturas).

Procesos con aminasEl proceso con aminas ms antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los msusados por su buena capacidad de remocin, bajo costo y flexibilidad en el diseo y operacin. Las alcanol-aminas ms usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA),Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestraalgunas de las propiedades ms importantes de ellas.

Capacidad Comparativa de Varias Categoras de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la PresinParcial del H2S

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases cidos tienen baja presin parcial y se requierenbajas concentraciones del gas cido en el gas de salida ( gas residual).

Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:
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RNH2 + H2S RNH4S + calor (5.3)2RNH2 + CO2 RNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)RNH2 + H2O + CO2 RNH3HCO3 + Calor (5.5)

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. Cuando es deizquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay produccin de calor, o sea que la torrecontactora se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reaccin de derecha a izquierda o sea que a la

solucin de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina. Las aminastienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero por unos ms que por otros; la afinidadde mayor a menor es la siguiente:

Tabla 19. Algunas Caractersticas de las Etanolaminas (2)

Tipo Frmula Qumica Peso Molecular Presin de Vapor a 100 F mmHg Capacidad Relativa (%)*MEA HOC2H4NH2 61,08 1,0500 100DEA (HOC2H4)2NH 105,14 0,0580 58TEA (HOC2H4)3N 148,19 0,0063 41DGA H(OC2H4)2NH2 105,14 0,1600 58

DIPA (HOC3H6)2NH 133,19 0,0100 46MDEA (HOC2H4)2NCH3 119,17 0,0061 51

La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S.La MEA tiene la reactividad ms alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S, adems comotiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo queimplica menores tasas de circulacin en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reaccinestequiomtrica para quitar un mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la prctica se usaalrededor de 0.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosin. La MEA es establequmicamente y aunque la rata de reaccin con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no

se considera selectivo pues tambin remueve el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar lasconcentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de laMEA son baja absorcin de hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre puesestos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora,y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados.

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta prdida de solucin debido a lo siguiente: posee unapresin de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas prdidas por vaporizacin, y reaccionairreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbehidrocarburos y su corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen reclaimer parareversar parcialmente la degradacin y recuperar la MEA.

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevarel contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA yes que las prdidas de solucin no son tan altas pues tiene una presin de vapor menor al igual que suvelocidad de reaccin con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminarCOS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reaccin no se puede descomponer en laregeneracin.

La TEA prcticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa paraquitar H2S; igual situacin se presenta con las dems etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o ms para laDEA; tales concentraciones estn dadas por peso. La estequiometra de la MEA y la DEA con el H2S y elCO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se


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requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas cido que remueve unalibra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65moles de gas cido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40 porproblemas de corrosin; el resultado de esto es que la tasa de circulacin de una solucin de DEAnormalmente es ligeramente menor que la de una solucin de MEA. Mientras mayor sea la relacinH2S/CO2 mayor puede ser la concentracin de amina y el gas que puede eliminar la solucin pues el H2S yel Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y lo protege de lacorrosin.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacin y desulfurizacin simultneas. Lasolucin usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al25% por peso de agua. Estos procesos simultneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y lacantidad de agua a eliminar es baja.

La solucin pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; elgas dulce sale por la parte superior y la solucin rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora.La solucin rica se enva a regeneracin en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un

poco con la solucin pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.En el regenerador la solucin rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacin de amina y H2Sy/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograrcondensar la amina que sali en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador dereflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina lquida se enva, recircula, a la torre deregeneracin. En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacandosolucin de la torre hacindola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresndolanuevamente a la torre.

Los tanques de almacenamiento y compensacin de la MEA, deben tener un colchn de gas para evitar que

establezca contacto con el aire porque se oxida.

En el proceso de regeneracin de la amina al aplicar calor a la solucin rica se reversan las reacciones delH2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestosinsolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido comoreclaimer. Parte de la solucin pobre que sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %,se enva al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vaporessalen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente yremovidos drenando peridicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

Procesos con carbonatoTambin conocidos comoprocesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al2535% por peso y a temperaturas de unos 230 F. En el proceso de regeneracin el KHCO3 reaccionaconsigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, locual le va quitando capacidad de absorcin.

La mayora de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual acta como catalizadorpara acelerar las reacciones de absorcin y reducir as el tamao de la contactora y el regenerador; estosactivadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o cido brico.

Aproximacin al Diseo de una Unidad de Aminas.o Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador.


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Para la mayora de los procesos ms comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, elprimer paso en cualquier evaluacin econmica debe ser una estimacin de la tasa de circulacin delsolvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas sonvariables claves que controlan los costos de capital y operacin en la mayora de los procesos deendulzamiento del gas. Los tamaos de prcticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto lacontactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, estn relacionados directamente con la cantidad desolvente que se debe circular. Adems los tamaos del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujoestn regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucin.

La tabla 20 da valores tpicos para las variables y los procesos antes mencionados. Con los valores que semuestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucin ( tasa de circulacin) yde calor. Pero si se requieren clculos ms rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan clculos losmismos parmetros de la siguiente manera

Moles de Gas cido a Remover (Qgac)

Moles de Gas cido que Remueve un Galn de Solucin (qgac)

Galones Requeridos para Remover el Gas cido (L, Tasa de Circulacin)

La ecuacin supone que las propiedades de la solucin se mantienen constantes y que se remueve todo el gascido; en caso de no removerse todo el gas cido Yag se debe corregir por la cantidad que se acepta en el gasendulzado.

Tabla 20 -. Guas Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas.

Variable Proceso MEA DEA DGA SulfinolCapac. de Remoc. De Gas cido a 100 F (PCN/Gal). 34 45 57 3 - 17

Capacidad para Remover Gas cido (Mol/Mol) 0.330.44 0.35 -0.65 0.25-0.3 -----Rango de Concentracin (%W) 15-20 2025 5065 *Gas cido Residual en la Sol. RegMoles H2S/Mol de AminasMoles CO2/Mol de Aminas0.0040.100.0020.080.0020.08

Capac. Tpica Req del Reherv.(BTU/h) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720Calores de Reaccin (BTU/Lb)

H2S

CO2

685820615680674850Peso Moleculares 61.1 105.1 105.1 133.2/120.2**

Densidad a 60 F (lb/gal.) 8.48 9.09 8.82 8.33/10.52**Punto de Ebullicin ( F ) 339 516 430 480/545**Punto de Solidificacin (F) 50.9 82.4 9.5 108/82**

Vara debido a sus tres componentes.


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o DIPA/Sulfolano.

L, tasa de circulacin de solucin de amina, gals./minQ, tasa de gas agrio, MPCN/DMWamin., peso molecular de la amina.Yag, fraccin molar de gases cidos en el gas agrio.YH2S y YCO2, fracciones molares de H2S y CO2 en el gas agrio.Wamin, fraccin por peso de la amina en la solucin.dl, densidad de la solucin, Lbs./gal.xag, r, Carga de la solucin rica, moles de gas cido /mol de amina.Xag, L, carga de la solucin pobre, moles de gas cido /mol de amina.R, relacin de reflujo, Moles de reflujo/mol de gas cido.Hrefl., calor de vaporizacin del reflujo, BTU/Lb. ( el reflujo es bsicamente agua).HH2S y HCO2, calores de reaccin del H2S y el CO2 con la amina, BTU/Lb.CP, L, Capacidad calorfica a presin constante de la solucin, BTU/Lb./F

Nuevamente se supone que se remueve todo el gas cido y de no ser as se debe aplicar el correctivomencionado antes.

o Dimensionamiento.

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similaresa los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas. Una vez que se han realizado los clculosbsicos del proceso se puede proceder a determinar el tamao de los equipos. El dimetro de la contactora sebasa en la presin de operacin y la cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseo especficode cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos tericos con una eficiencia entre el 10 y el

20%, lo cual lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre s unas 24pulgadas.

[editar] Procesos de Absorcin Fsica

La absorcin fsica depende de la presin parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando lapresin del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran condisminucin de presin y aplicacin baja o moderada de calor o uso de pequeas cantidades de gas dedespojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucin y sin quese presenten reacciones qumicas; obviamente que mientras ms alta sea la presin y y la cantidad de gasmayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solucin.

Los procesos fsicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un altocontenido de propano y compuestos ms pesados el uso de un solvente fsico puede implicar una prdidagrande de los componentes ms pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solventecon los gases cidos y luego su separacin no es econmicamente viable. El uso de solventes fsicos paraendulzamiento podra considerarse bajo las siguientes condiciones:

Presin parcial de los gases cidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentracin de propano o mspesados baja. Solo se requiere remocin global de los gases cidos ( No se requiere llevar su concentracin aniveles demasiado bajos) Se requiere remocin selectiva de H2S

Entre estos procesos est el proceso selexol y el lavado con agua.

Proceso Selexol


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Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayora de las aplicaciones de esteproceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S enel DMPEG es de 810 veces la del CO2, permitiendo la absorcin preferencial del H2S. Cuando serequieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPAal proceso; con esta combinacin la literatura reporta que simultneamente con bajar el contenido de H2S alos niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

Ventajas del Selexol:

Selectivo para el H2S No hay degradacin del solvente por no haber reacciones qumicas No se requiere reclaimer. Pocos problemas de corrosin El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas cido y por lo tanto tiene bajos requerimientosen tamao de equipo. Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

Alta absorcin de Hidrocarburos. Los procesos de absorcin fsicos son ms aplicables cuando loscontenidos de etano e hidrocarburos ms pesados son bastante bajos. Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.) Solvente ms costoso que las aminas En algunos casos se ha presentado acumulacin de azufre en el solvente y depositacin de azufre enlos equipos. Baja remocin de mercaptanos Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneracin.

Proceso de Lavado con Agua.Es un proceso de absorcin fsica que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones qumicas losproblemas de corrosin son mnimos y el lquido usado se regenera hacindolo pasar por un separador pararemoverle el gas absorbido, no se requiere aplicacin de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo.La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases cidos y relaciones H2S/CO2 altas.Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos.

En el proceso el gas cido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que vienede arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre est parcialmente endulzado y se enva

a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre seenva a un separador de presin intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de ste serepresuriza para enviarla a un separador de presin baja donde se le remueven los gases cidos y de aqu elagua ya limpia se recircula a la torre.

[editar] Procesos Hbridos

Los procesos hbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos qumicos, altacapacidad de absorcin y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes,

Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Absorcin con Agua.especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos fsicos en lo relativo a bajos niveles de energa en losprocesos de regeneracin.


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El proceso hbrido ms usado es el Sulfinol que usa un solvente fsico, sulfolano ( dixido detetrahidrotiofeno), un solvente qumico (DIPA) y agua. Una composicin tpica del solvente es 40- 40-20 desulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composicin del solvente vara dependiendo de losrequerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocin de COS, RSR y lapresin de operacin.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiendea ayudar en la reduccin de la concentracin de gases cidos a niveles bajos, el factor dominante en la partesuperior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remocin, el factordominante en el fondo de la contactora. Como los solventes fsicos tienden a reducir los requerimientos decalor en la regeneracin, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor aniveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol esmuy similar al de los procesos qumicos.

Ventajas del Sulfinol.

Exhibe excelentes capacidades para la remocin de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienenbuena capacidad para remover gases cidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradacin. La remocin de estos contaminanteses debida bsicamente a la presencia del sulfolano. La remocin selectiva del H2S es posible en algunos casos especficos, especialmente conrelaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remocin de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar. El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un reclaimer.Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un reclaimer que trabaja al vaco en lugar de unreclaimer atmosfrico.

Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneracin se pueden presentar prdidas porevaporacin. Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcin excesiva de hidrocarburos pesados quepueden afectar el proceso de recuperacin de azufre. Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacin de un lodo tipo brea que bloqueaintercambiadores y lneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de160 F.

[editar] Procesos de Conversin Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidadrecuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidacinreduccin que involucran laabsorcin de H2S en una solucin alcalina. Entre estos mtodos est el proceso Stretford y el proceso delHierro Esponja.

Proceso Stretford.

Es el ms conocido de los mtodos de conversin directa y en el se usa una solucin 0.4 N de Na2CO3 yNaHCO3 en agua. La relacin es una funcin del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas delproceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlarel poder calorfico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solucin delproceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentracin de H2S tan bajos como 0.25 granos/100


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PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solucin permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contactoadecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se enva a un tanque de oxidacin, en elcual se inyecta oxgeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxgeno inyectadopor el fondo del tanque de oxidacin enva el azufre elemental al tope del tanque de donde se puederemover.

Ventajas del Proceso

Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM. Proceso Selectivo no remueve CO2. No requiere unidad recuperadora de azufre. Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansin para evaporacin El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que elobtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

Es complicado y requiere equipo que no es comn en operaciones de manejo.

El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema;est en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho. Los qumicos son costosos. El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca. Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difcil. Proceso del Hierro Esponja.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presin tambin. Requierela presencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorcin en el cual el gas se hace pasar a travs de un lecho de madera triturada que ha

sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reaccinqumica que ocurre es la siguiente:

Fe2O3 + 3H2S Fe2S3 + 3H2O (5.18)

La temperatura se debe mantener por debajo de 120 F pues a temperaturas superiores y en condicionescidas o neutras se pierde agua de cristalizacin del xido frrico.

El lecho se regenera circulando aire a travs de l, de acuerdo con la siguiente reaccin:

2Fe2S3 + 3O2 2Fe2O3 + 6S (5.19)

La regeneracin no es continua sino que se hace peridicamente, es difcil y costosa; adems el azufre se vadepositando en el lecho y lo va aislando del gas.

El proceso de regeneracin es exotrmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, paraevitar que se presente combustin. Generalmente, despus de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.

En algunos diseos se hace regeneracin continua inyectando O2 al gas agrio. Las principales desventajas deeste proceso son:

Regeneracin difcil y costosa Prdidas altas de presin

Incapacidad para manejar cantidades altas de S Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada para venderlo.


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Una versin ms reciente de adsorcin qumica con xido de hierro utiliza una suspensin de esteadsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto ntimo entre elgas agrio y la suspensin de xido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamenteadsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; perotiene la ventaja que en la reaccin no produce SO2.

La Figura 69, muestra un esquema del proceso y una descripcin un poco ms detallada de la contactora. Elgas proveniente de un separador gas-lquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerleuna remocin adicional de lquido que no se pudo retirar en el separador Gas-lquido; al salir del despojadorel gas est saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento paraque cuando entre a la torre est subsaturado con tales componentes y as evitar que en la contactora el gaspueda llevar lquidos que afectaran el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora porsu parte inferior.

La figura 70 muestra un esquema de la contactora la cual por encima de la entrada de gas posee un bafledistribuidor de flujo cuya funcin es hacer que el gas se distribuya uniformemente por toda el reatransversal de la contactora. Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad,sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para permitir el paso del

Gas. La porosidad de este empaque es de ms del 90% y su funcin es servir como medio para que lalechada de xido de hierro y el gas establezcan un contacto ntimo. La torre adems dispone de conexionespara inyeccin de qumicos en caso de que sea necesario para mejorar el proceso y vlvulas de muestreopara verificar el nivel de lechada en el empaque.

La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de xido de hierro en una proporcin4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensin del xido en el agua sta se recircula con la bombapor el fondo al tanque a travs de boquillas mientras se agrega el xido por la parte superior. Una vez lista lasuspensin se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso est en marcha el gas se encargar demantener las partculas de xido de hierro en suspensin.

Adems del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en l tambin se le retira parte del vapor deagua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratacin.Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensin ha perdidoefectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la siguiente manera: se cierra laentrada de gas cido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechadagastada de la contactora a travs de una vlvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada conun colchn de gas a 100 lpc., despus de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torrey se inyecta la nueva suspensin que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operacin dura unasdos horas y para evitar parar el proceso se debern tener dos contactoras.

[editar] Procesos de Absorcin en Lecho Seco (Adsorcin)

Figura 69-. Equipo y Proceso del Endulzamiento con Lechada de xido de Hierro.

Figura 70-. Torre Contactora del Proceso de Endulzamiento con Lechada de xido de Hierro.

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a travs de un filtro que tiene afinidad por los gases cidos y engeneral por las molculas polares presentes en el gas entre las que tambin se encuentra el agua. El mscomn de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores tambin clasifican elproceso del hierro esponja en esta categora

Aunque son menos usados que los procesos qumicos presentan algunas ventajas importantes tales como:Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la eficiencia del proceso no depende de la presin. Seaplica a gases con concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesario remover el CO2.


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o Proceso con Mallas Moleculares.Es un proceso de adsorcin fsica similar al aplicado en los procesos de deshidratacin por adsorcin. Lasmallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remocinde agua de tal forma que queda un slido poroso con un rango de tamao de poros reducido y adems conpuntos en su superficie con concentracin de cargas; esto hace que tenga afinidad por molculas polarescomo las de H2S y H2O; adems debido a que sus tamaos de poro son bastante uniformes son selectivas encuanto a las molculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran nmero decargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las molculas polares, tales como las de H2S y agua, queentran a los poros forman enlaces inicos dbiles en los sitios activos, en cambio las molculas no polarescomo las parafinas no se ligarn a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrn endulzar ydeshidratar simultneamente el gas. Las mallas moleculares estn disponibles en varios tamaos y se puedetener una malla molecular que solo permita el paso de molculas de H2S y H2O pero no el paso demolculas grandes como hidrocarburos parafnicos o aromticos. Sin embargo el CO2 es una molcula detamao similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por lasmolculas de H2S y agua, aunque en pequeas cantidades, y bloquear los poros. El principal problema conel CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas pararetener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es comn presiones de unas 450Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y 400 F. No sufrendegradacin qumica y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de nodaarlas mecnicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. Laprincipal causa de dao mecnico son los cambios bruscos de presin o temperatura cuando se pasa lacontactora de operacin a regeneracin o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento est limitado a volmenes pequeos de gas y presiones deoperacin moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmentepara mejorar el endulzamiento o deshidratacin realizado con otros procesos o para deshidratacin de gases

dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos crignicos.

La Figura 71 muestra el diagrama del proceso de endulzamiento con mallas moleculares. El gas agrio entrapor la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porcin del gas endulzado,precalentado a una temperatura de 400-600 F o ms, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuandola temperatura del lecho aumenta, ste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas alsalir de la torre es quemado, generalmente.

Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja;adems se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requierencontenido muy bajos de agua.

Figura 73 -.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Adsorcin con Mallas Moleculares.

Las mallas moleculares se usan tambin para tratar volmenes grandes de gas pero con contenidos bajos decontaminantes cidos. Una innovacin reciente del proceso con mallas moleculares permite la remocinselectiva de H2S en presencia de CO2.

Ventajas.

Son econmicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultneamente.

Desventajas.


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El gas que sale de la regeneracin en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustin delproceso de incineracin. Se puede formar COS en la malla molecular por reaccin entre el CO2 y el H2S ypor lo tanto en el proceso de regeneracin se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gasagrio.

[editar] Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso deEndulzamiento

[editar] Seleccin de Procesos Aplicables

Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables sereducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:

Especificaciones del gas residualComposicin del gas de entradaConsideraciones del procesoDisposicin final del gas cido

Costos Especificaciones del gas residual.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habr procesosque no podrn llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto sern eliminados. En algunos casos serequieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas desalida con el fin de controlar su poder calorfico. La selectividad tambin es importante en casos en que larelacin CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas cido por una unidad recuperadora de azufre; lapresencia de CO2 afecta el desempeo de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizs elms, en el gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinacin de H2S, COS, CS2 y RSR. Loideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en loslquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podra implicar tratamiento de estos lquidos.

o Caractersticas del Gas a Tratar.

Este factor es determinante en el diseo del proceso de endulzamiento, algunos procesos tienen desempeosmuy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la seleccin. En cuanto a lacomposicin del gas el rea de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesadosrecuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor

mientras ms pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino quetambin afectan el proceso de recuperacin de azufre.

La presin del gas de entrada tambin es un factor importante en la seleccin del proceso. Los procesos concarbonato y los de absorcin fsica requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de 800Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrn aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas.

La temperatura del gas tambin es importante porque define la temperatura del solvente; una buenarecomendacin es que la temperatura del solvente sea unos 1520 F por encima de la del gas de entrada;pues si el solvente est msfroque el gas de entrada habr condensacin y los siguientes problemas deformacin de espumas.

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

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

o Disposicin Final del Gas cido

La disposicin final del gas cido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineracin, dependiendodel contenido de H2S en el gas agrio y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineracin no esimportante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufrela presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornndolo gris u opaco en lugar de

amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Adems si el gas cido se va a pasar por una unidadrecuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere ms presin que si se vaa incinerar.

o Costos

Los factores de costo que se deben tener en cuenta son:

Costos de equipoCostos de Potencia

Costos de solventeCostos de combustible.

Algunos procesos son ms eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorcin fsicay los hbridos son ms eficientes en este sentido que los de aminas.

[editar] Capacidad de Remocin de cidos

La tabla 21 muestra la capacidad de remocin de algunos procesos, siempre y cuando el proceso seaaplicable y el diseo adecuado.

Los procesos con carbonato se usan bsicamente para remover CO2 y son buenos para tratar gases agrioscon contenidos altos, mayores del 20%, de gases cidos pero generalmente requieren un paso adicional detratamiento con aminas para terminar el endulzamiento y llevar el contenido de gases cidos a los nivelesexigidos de 4ppm o menos. Todos los procesos, con excepcin de los de carbonato, remueven el H2S hasta4 ppm o menos, pero no todos remueven el CO2; el Stretford, las mallas y el hierro esponja no remueven elCO2, y el DIPA y los solventes fsicos tienen grados de remocin variables dependiendo del contenido deCO2 y del diseo.

[editar] Caractersticas del Proceso de TratamientoLa tabla 22 muestra las caractersticas ms importantes de operacin de los principales procesos deendulzamiento.
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Tabla 21 -. Capacidad de Remocin de Gases cidos de Algunos Procesos de Endulzamiento.

Proceso H2S enGas Tratado Remocin De CO2 SelectividadMEA < 4ppm 99+ NoDEA < 4ppm 99 NoDGA < 4ppm 99+ NODIPA < 4ppm 3099 Puede serSolv. Fsicos < 4ppm 1595 SiSulfinol < 4ppm Hasta 99+ Puede serSretford < 4ppm ~0 SiMallas < 4ppm ~0 SiHierro Esponja < 4ppm ~0 SiProc. Con Carb. ~20ppm 9899 no

Tabla 22 -. Caractersticas de Algunos Procesos de Endulzamiento.

Proceso AplicableGases Ricos AplicableBajas P Degrad.Qca. DelSolvente NecesidadReclaimer PrdidasProm.L..b/MPCN*MEA Si Si Si Si 5DEA Si Si Si No 3.5DIPA Si Si Si Si 5.0

CATACARB Si No No No 3Solv. Fsic. No No No No 4SULFINOL A veces Si Si Si 1.5/%STRETFOR A veces Si Si NoMallas Mol. A veces Si No NoHierro Esp. A veces Si No No

estas prdidas se dan en libras de solvente por milln de pie cbico normal de gas cido.Cuando el gas a tratar posee cantidades apreciables de hidrocarburos pesados se deben eliminar los procesoscon solventes fsicos ya que estos procesos absorben muchos de estos hidrocarburos que se le deben remover

al gas en el procesamiento ( fraccionamiento); adems estos hidrocarburos pesados terminan en el gas cidolo cual crear problemas en la unidad recuperadora de azufre. El DGA, el Sulfinol, el Stretford y las mallasmoleculares solo pueden tratar corrientes de gas que posean contenidos intermedios de hidrocarburospesados. La presencia de aromticos como el benzeno complica an ms el problema. Los procesos conMEA, DEA, DIPA y carbonatos prcticamente no absorben hidrocarburos pesados. .. Solo los procesos concarbonato y con solventes fsicos no pueden trabajar a presiones bajas pues su capacidad de absorcin degases cidos depende de la presin parcial de estos. Todos los procesos con aminas tienen solventes quesufren algn grado de degradacin y pueden requerir el uso de reclaimer. Como los procesos en lecho secono tienen solvente con ellos no se presentan problemas de degradacin; sin embargo en las mallas se puedenpresentar problemas de sinterizacin y taponamiento lo cual hace que pierda su capacidad y eficiencia deremocin y sea necesario reemplazarlas; en el caso del hierro esponja aunque puede haber regeneracin, poraspectos econmicos y tcnicos se recomienda reemplazarla.

[editar] Consideraciones de Diseo
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Dimensionamiento Apropiado.El dimensionamiento, adems de que afecta la tasa de circulacin del solvente es importante por lossiguientes aspectos: se debe evitar velocidades excesivas, agitacin y turbulencia y debe haber espacioadecuado para la liberacin del vapor.

Acondicionamiento del Gas de Entrada.Especialmente es importante la filtracin y remocin de lquidos presentes en el gas de entrada; tanto laspartculas slidas como los lquidos presentes en el gas ocasionan problemas en las plantas de aminas. Sedeben remover partculas de hasta 5 micrones.

Seleccin de Materiales.La mayora de las plantas de aminas son construidas con aceros inoxidables al carbono pero por lascondiciones de corrosin, presin y temperatura a las que tienen que trabajar es muy comn operaciones dereposicin de piezas o partes por su estado de alteracin por corrosin al cabo de tiempos de operacinrelativamente cortos. Se recomienda el uso de aceros resistentes a la corrosin con espesor de tolerancia para

la misma de aproximadamente 1/8 de pulgada para los recipientes y adems monitoreo del problema decorrosin.

Filtrado de la SolucinEs una de las claves ms importantes para el funcionamiento adecuado de una planta de aminas.Generalmente los operadores no usan filtros para evitar problemas de taponamiento, pero el hecho de queeste se presente es una prueba de la necesidad de filtracin. Los filtros remueven partculas de sulfuro dehierro y otros materiales tipo lodo que tratan de depositarse en los sistemas de endulzamiento; si estosmateriales no se remueven tienen tendencia a formar espumas y crear problemas de corrosin.

Por los filtros se circula entre un 10 y 100% de la solucin siendo el promedio entre 20 y 25%; mientrasmayor sea el porcentaje filtrado mejor ser la calidad de la solucin, pero se requiere mayor mantenimientode los filtros. La cada de presin a travs del filtro se toma como referencia para el cambio del mismo. Eltamao de poro del filtro puede variar desde uno hasta micrones dependiendo de las caractersticas de laspartculas a remover pero una seleccin de un filtro de 10 micras es tpica y parece adecuada.

Prdidas y Degradacin de las Aminas.Este es un aspecto importante por varias razones, entre ellas: El solvente perdido se debe reemplazar y estorepresenta una fraccin apreciable de los costos de operacin.

El solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosin y contribuye a la formacinde espumas.

Las prdidas de solvente se pueden reducir usando reclaimers y filtros, instalando despojadores a la salidade contactora y el regenerador, teniendo colchn de gas ( Gas Blanketing) en el almacenamiento delsolvente y diseando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor para reducir el flujo de calor. Siel vapor es el medio de calentamiento no debe estar a temperaturas mayores de 300 F a 50 Lpc. y cuando esaceite caliente su temperatura no puede ser mayor de 350 F.

Formacin de Espumas.Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gaslquido yocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de inhibidores de espumasy es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor y la cantidad del mismo. Algunasveces una pequea cantidad de inhibidor puede resolver el problema, pero una cantidad mayor del mismo lo


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puede reiniciar. Cuando se observa una cada de presin alta en la contactora se debe realizar una inspeccindel antiespumante.

La formacin de espumas se debe intentar controlar con el uso del reclaimer y filtracin, el uso deinhibidores ser un ltimo recurso pues ellos solo controlan el problema no lo resuelven. Una causa deformacin de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensacin de hidrocarburos en lacontactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solucin pobre ( la que est entrando ala contactora) a una temperatura 10 0 15 F por encima de la temperatura del gas de entrada y para gasesmuy agrios se pueden requerir diferencias an mayores.

Operacin del RegeneradorTemperaturas altas de regeneracin mejoran la capacidad de remocin de gases cidos pero tambinaumentan las posibilidades de corrosin y de degradacin del solvente. Las soluciones de amina pobre debensalir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 F ( 280 F para la DGA) y en promedio entre 230 y240 F para prevenir la degradacin trmica. Cuando se tiene planta recuperadora de azufre la presin delregenerador requerida para forzar el gas a la unidad recuperadora puede resultar en temperaturas ms altas.

El diseo del rehervidor tambin involucra consideraciones importantes. Debe haber espacio adecuado entretubos para permitir la liberacin del vapor. Los tubos siempre deben estar cubiertos con algunas pulgadas delquido y se debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los 12000 BTU/pie2/h.

Operacin del Reclaimer.La funcin del reclaimer es reversar las reacciones de degradacin de las aminas destilando las aminasrecuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable, con aspecto de lodo, el cual hay queremover peridicamente. El reclaimer maneja entre 1 y 2% de la tasa de circulacin del solvente y debetener orificios de acceso para remover los residuos no regenerables. Algunos reclaimers trabajan de formaintermitente, otros de forma continua, algunos al vaco y otros a presiones ligeramente por encima de la

presin atmosfrica.

CorrosinEsta es quizs la principal preocupacin en la operacin de una planta de endulzamiento y losprocedimientos planteados antes para controlar problemas de operacin en las plantas de endulzamientotambin sirven para controlar la corrosin. Una planta de aminas diseada adecuadamente debe tenerposibilidades de instalacin de cupones que permitan monitorear el problema de corrosin. Algunas vecespuede ser necesario el uso de inhibidores y en este caso se debe garantizar la compatibilidad del inhibidorcon la solucin del solvente para evitar problemas de espumas y degradacin del solvente.

5.5 -. Avances tecnolgicos en el Tratamiento del Gas(5)(9).

Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequeos, yacimientos muy aislados o yacimientos de gas demuy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente no se pueden integrar a lasreservas disponibles de gas porque por los altos costos de produccin, incluyendo los costos deprocesamiento del gas para llevarlo a las condiciones de calidad exigidos, no los hacen econmicamenteviables. Una forma de hacerlos viables econmicamente sera si se tuvieran mecanismos de procesamientoms econmicos, menos costosos y ms eficientes.

Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigacin del Gas Natural, como el IGT (Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas Union) y laGPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en investigacin y


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desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan tener tecnologas deprocesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta ahora no lo son.

Otra de las razones que motivan investigacin en el rea de tratamiento del gas son las regulacionesambientales para las emisiones de compuestos orgnicos voltiles (VOC) especialmente en los procesos deregeneracin de los materiales usados para deshidratacin y endulzamiento del gas, y para la disposicinfinal del azufre obtenido en la remocin del sulfuro de hidrgeno.

En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales o ms, pero msintegrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables fcilmente para poderlos utilizar enplataformas o en yacimientos de difcil acceso.

En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposicin materiales menos costosos, ms eficientes yms amistosos con el medio ambiente.

Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes, econmicos, de fciloperacin, que requieran equipos sencillos y en menor cantidad.

Dentro de los desarrollos tecnolgicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mencionar lossiguientes: Uso de membranas para endulzamiento del gas. Remocin del H2S usando inyeccin directade barredores de H2S a la tubera. Uso de nuevos materiales como la N Formil Morfolina (NFM) enprocesos de endulzamiento

5.5.1 USO DE MEMBRANAS DE FILTRACION SELECTIVA EN EL TRATAMIENTO DEL GAS(5) y(6)

Una tecnologa que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas selectivamente no

porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no hidrocarburos a nivel molecular. Talesprocesos son ms confiables que otros a base de solventes qumicos y con altos costos de mantenimiento ydependen nicamente de la naturaleza del material de la membrana. Estas caractersticas hacen que lasmembranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volmenes bajos de gas.

El instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Instituto de Tecnologa del Gas (IGT) ha efectuadoevaluaciones de campo de unidades de procesamiento tipo membrana para construir una mejor comprensinde la economa de esta tecnologa bajo varios escenarios de operacin. Los resultados de estas pruebassoportan la evidencia de que las membranas forman un grupo importante de opciones de procesamiento degas disponibles.

La tecnologa de membrana est emergiendo rpidamente en la industria del petrleo para uso en eltratamiento de gases de produccin. La filtracin selectiva consiste en que una membrana polimrica se usapara separar compuestos gaseosos como CO2, H2S y agua de un gas natural cuando se somete a una presindiferencial.

En los procesos con membranas semipermeables ( permeation Process) el gas entra a un recipiente queposee dos zonas de presiones diferentes separadas por una membrana. El gas entra a la zona de presin msalta y selectivamente va perdiendo los componentes que se puedan permear a travs de la membrana hacia lazona de menor presin. Se podrn permear los componentes que tengan afinidad por la membrana.

La membrana tiene una afinidad muy alta por el agua, el H2S y el CO2 y baja por hidrocarburos tal como lomuestra la parte superior de la figura 72. La parte inferior de la misma figura 72 muestra el proceso defiltracin en la membrana: el gas entra al recipiente donde est instalada la membrana y queda por encima desta. Por debajo de la membrana se tiene una presin menor y por lo tanto el gas tratar de pasar pero slo loharn las molculas que tienen afinidad por la membrana, o sea los contaminantes del gas, aunque tambin


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pasar algo de hidrocarburos dependiendo de la diferencia de presin a ambos lados de la membrana, elcontenido de contaminantes y la permeabilidad de la membrana.

De todas maneras, la mayor parte de las molculas de hidrocarburos no pasarn la membrana y saldrn delrecipiente con un contenido ms bajo de contaminantes. Si se logra que la membrana baje el contenido decontaminantes en el gas a valores tan bajos como los que se consiguen con los tratamientos convencionalespara remover CO2, H2S y agua, estos podrn ser sustituidos por las membranas especialmente enplataformas de produccin por disminucin en peso y requerimientos de espacio de la instalacin.

Las membranas planas no se usan comercialmente porque no tienen suficiente rea. En los sistemas decapilares de fibra se tiene un nmero grande de capilares, de 10000 a 100000, cuya superficie essemipermeable y es a base de fibra, el dimetro de los capilares es de un milmetro o menos y van montadosen un plataforma que los mantiene paralelos, todo el sistema finalmente va

Figura 72-. Selectividad de Membranas y Diagrama del Proceso de Filtracin(5)

rodeado por una carcasa. La zona de alta presin puede ser el interior o el exterior de los capilares, pero en

todos los casos el gas a tratar entra por la zona de alta presin y ya tratado sale por la misma zona de altapresin; los gases removidos, o sea los gases cidos, salen por la zona de baja presin. La zona de bajapresin est a una presin del 10 al 20% de la presin alta.

La figura 73 muestra un diagrama de una membrana tipo cartucho cuyo diseo y funcionamiento ha venidosiendo estudiada en un proyecto de investigacin en el instituto de Investigaciones del gas (GRI por susiniciales en ingls). El sistema es una especie de tela enrollada y la tela consta de una lmina centralimpermeable cubierta por encima y por debajo de un paquete de tres lminas permeables a travs de lascuales pueden pasar las molculas que se quieren remover. La tela est enrollada alrededor de un tuboranurado. El gas a tratar entra a una determinada presin por uno de los extremos del cilindro que forma latela enrollada al hacerlo se desplazar por los anulares que forman dos vueltas consecutivas de la tela y las

molculas contaminantes se filtrarn a travs de las lminas permeables de la tela hacia el centro de laseccin transversal de la misma donde encontrarn la lmina impermeable y se irn a travs de esta hacia elcentro del cilindro donde est el tubo ranurado que se encuentra a una presin menor que la presin a la cualest entrando el gas a tratar. El gas residual, libre de las molculas contaminantes continuar su trayectoriapor los anulares hasta salir al otro extremo del cilindro. De esta manera es posible manejar mayorescantidades de gas que en una membrana plana porque se puede aumentar por un factor grande la superficiede contacto entre el gas y la membrana.

Con una membrana es difcil remover el H2S a los niveles exigidos para un gasoducto, pero se puederemover casi todo el CO2 y una fraccin importante del H2S, el resto habr que removerlo con otro proceso.

Cuando todos los componentes del gas tienen permeabilidades similares a travs de la membrana, o cuandose requiere alta pureza del gas se deben usar membranas en serie o reciclar el gas.

Dependiendo de las propiedades del gas, una membrana diseada para bajar el contenido de CO2 a losniveles exigidos por el gasoducto puede bajar tambin el contenido de agua a valores de 7 Lbs./MPCN peroalgunas veces es necesario complementar la deshidratacin con otro proceso para llevarla a los contenidosexigidos.

Las investigaciones realizadas con el uso de membranas para remover CO2, H2S y H2O han mostrado losiguiente:

- Remocin de CO2. Cuando el gas se va ha licuar el contenido de CO2 se debe llevar a valores muybajos y en stos casos el costo de tratamiento usando membranas (costo de la membrana ms costodel gas que arrastra el CO2) est muy por encima del costo usando una planta de aminas, se espera


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que mejorando la selectividad de la membrana y su permeabilidad se puedan tener costos mscompetitivos.

Cuando el gas se va a vender en fase gaseosa no es necesario bajar tanto el nivel de CO2 y si el contenidoinicial de CO2 en el gas es bajo, por debajo de un 20%. aproximadamente, el endulzamiento usandomembranas es ms barato que el convencional y la diferencia en costos es mayor si se logran tenermembranas con mayor selectividad. Para contenidos iniciales de CO2 entre 20 y 40%, no es recomendableusar membranas y para contenidos iniciales de CO2 por encima del 40%, nuevamente es ms econmico eluso de membranas y lo ser ms mientras mayor sea el contenido de CO2. En ste ltimo caso el gasendulzado se tiene para entregarlo al gasoducto o para llevarlo a un proceso convencional para removerletotalmente el CO2 y poderlo licuar, y el CO2 removido, que de todas maneras ha arrastrado algo de gas,tiene una alta pureza y se puede utilizar en procesos de recuperacin.

Remocin de H2S. El contenido de H2S debe ser bastante bajo y parece ser que con las membranasexistentes no es posible bajar el contenido de H2S a stos valores a costos menores que con los procesosconvencionales; sin embargo sta situacin puede cambiar si se logra tener

Figura 73 -. Diagrama de la Estructura y Funcionamiento de una Membrana tipo Cartucho(6)

membranas ms selectivas o usar la membrana para bajar el contenido de H2S en el gas a un valorintermedio y luego llevar el gas a un proceso convencional de remocin de H2S.

Remocin de agua. Para reducir el contenido de agua a los valores tradicionalmente aceptables en el gasnatural se requieren membranas de mejor permeabilidad que las existentes actualmente, con costos menoresque utilizando glicol; adicional a esto una planta de deshidratacin con membranas pesara 6 veces menos yocupara tres veces menos espacio que una planta de glicol, lo cual es importante en plataformas deproduccin.

Actualmente las membranas, que es una tecnologa nueva, tienen su principal aplicacin como unaalternativa econmica atractiva para remover CO2 en volmenes pequeos de gas, hasta 10MPCN/D, perola tendencia es hacerla aplicable para remover H2S, CO2 y agua para usarla en plataformas de produccin.

Finalmente, las membranas tambin pueden usarse en sistemas hbridos en los cuales se usa en formacombinada con equipos de uso tradicional en el procesamiento del gas; este es el caso de las membranas gaslquido usadas en la remocin de CO2 en donde la membrana se usa para remover parte del CO2 del gasque entra a endulzamiento, antes de que entre a hacer contacto con la solucin de aminas en la contactora, yluego se usa para remover parte del CO2 de la solucin de aminas que va a regeneracin, antes de entrar a latorre regeneradora.

Durante los ltimos aos, ha crecido apreciablemente el uso de membranas como tecnologa en eltratamiento del gas natural. Las razones son claras: Procesos simples( sin partes mviles, operacin deunidades simples); ms baratas que las unidades de aminas sobre el mismo rango de tamaos pequeos;compactas, de poco peso y montadas en plataformas que se pueden transportar o mover fcilmente. Laexitosa aplicacin de la tecnologa de membranas permitir traer ms gas natural a los consumidores amenor precio y explotar yacimientos pequeos de gas o de difcil acceso que por los bajos volmenes o lasdificultades para llegar a ellos los haca demasiado costosos y no viables econmicamente. La tecnologaest alcanzando madurez y nuevos desarrollos aumentarn las ventajas de costos para la comunidad. Seestn desarrollando nuevos materiales para las membranas que aumentarn estos beneficios de reduccin decostos, especialmente en lo relativo a la selectividad para reducir el arrastre de hidrocarburos en loscontaminantes removidos.. Adems las membranas podran realizar simultneamente los procesos dedeshidratacin y endulzamiento.

[editar] Barredores de H2S


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Los mtodos tradicionales para remover H2S han sido el uso de soluciones de etanolaminas y el mtodo delhierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de operacin y una etapade regeneracin, lo cual implica el uso de equipos mltiples, al menos una torre contactora, unaregeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; adems en los procesos de regeneracinse presenta la formacin de productos altamente contaminantes cuya disposicin final incrementa an mslos costos de tratamiento. El proceso de las etanolaminas no es econmicamente viable en el tratamiento debajas cantidades de gas con contenidos relativamente bajos de H2S.

Actualmente en la industria del gas se est trabajando en el desarrollo de qumicos barredores de H2S deinyeccin directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su aplicacin de tal formaque se pueda garantizar eficiencia, economa, compatibilidad con el medio ambiente y versatilidad, con elfin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo un gas residual de igual o mejor calidadque el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.

El GRI est patrocinando un programa de evaluacin de tecnologas de barrido de H2S como parte de unprograma global de remocin y recuperacin de azufre. Uno de los objetivos fundamentales de este trabajoes desarrollar un conocimiento ms slido de los fundamentos de barrido con inyeccin directa ( inyectandobarredores qumicos directamente a la tubera).

En el rea del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital eliminandorecipientes contactores e inyectando los qumicos directamente a la tubera. Esta aproximacin de inyeccindirecta, aunque aparentemente sencilla ha sido difcil aplicar con xito, siendo los principales problemasobtener resultados de remocin aceptable de H2S y costos mayores en muchos casos.

Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover bajasconcentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los procesos convencionales deendulzamiento con aminas no son mtodos econmicos de tratamiento especialmente cuando no se requierela remocin de CO2. Histricamente, la industria de produccin de gas ha usado procesos de barrido de H2Sno regenerativos En estos procesos un agente barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los

productos de la reaccin se separan del gas tratado y se desechan.

Los agentes barredores de sulfuro de hidrgeno se aplican generalmente a travs de uno de los siguientesmtodos:1) Aplicacin por intervalos de tiempo del agente secuestrante lquido en una torre contactorasparged; 2) aplicacin por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes slidos en una contactora delecho fijo.; 3) inyeccin continua y directa de agentes barredores lquidos. Estudios de campo handemostrado que el desempeo de los sistemas con inyeccin directa de barredores es ms difcil de predecirque los sistemas basados en torres contactoras porque la fundamentacin terica asociada con sucomportamiento y costos es bastante desconocida y porque los parmetros de aplicacin, tales comovelocidad del gas, condiciones de mezcla lquidogas y tiempo de contacto varan ampliamente de un sitioa otro. Como resultado la remocin de H2S, el uso de qumico y los costos del mismo son bastantes

especficos de cada sitio y no se pueden predecir con facilidad.

[editar] Desarrollo de Nuevos Materiales

La N-Formilmorfolina (NFM) es un solvente fsico que ha demostrado que tiene importantes ventajastcnicas y econmicas para el tratamiento de gases de baja calidad o gases de sntesis. Esta tecnologaemergente es el producto de actividades de investigacin y desarrollo del IGT; ya se puede obtenercomercialmente y se ha probado en programas de pruebas de campo como una aplicacin de endulzamiento

del gas natural con significativas ventajas con respecto a otras tecnologas existentes. Las ventajas msimportantes que ha mostrado son las siguientes:

Baja Inversin de capital Altas concentraciones de CO2/H2S en los gases a tratar.


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Mayor rendimiento del producto. Estabilidad del solvente. Ambientalmente compatible.

Simplicidad operacional.La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, una sustancia ampliamente conocida en tcnicas derefinera y usada para prevenir corrosin. Exhibe alta selectividad con buena capacidad de solubilidadporque el grupo formil est ligada al nitrgeno activo en el anillo de la morpholina. Es un solvente nico porsu selectividad, capacidad de disolucin, compatibilidad ambiental, no corrosividad y alto punto deebullicin. Otras caractersticas importantes de la NFM son:

Por su estructura polar posee alta capacidad de retener grandes cantidades desde H2S y CO2 Absorbe pocas molculas de hidrocarburos. Debido a su estructura polar tiene alta selectividad por las molculas de CO2 y H2S permitiendoaltas temperaturas de operacin, presiones ms bajas y menores tasas de solvente. Es ambientalmente compatible pues es una sustancia no txica y biodegradable. Por su alta temperatura de ebullicin se ha usado por largos perodos a temperaturas de 200 C sin

degradacin o ruptura trmica del solvente. Los procesos de tratamiento del gas natural operana.temperaturas de unos 180 C. Es qumicamente estable y no reacciona con otros componentes o contaminantes del gas a tratar

Las mezclas NFM agua son bsicas debido a la ligera hidrlisis del NFM, lo cual se traduce en proteccincontra la corrosin.

La tabla 23 muestra las propiedades fsicas de NFM.

Tabla 23-.Propiedades del NFM(9)

N-Formylmorpholine4-Formylmorpholine4-MorpholinecarboxyaldehydeFormylmorpholidCalor Especficoa 20 C = 0.42 cal/g Ca 50 C = 0.44 cal/g Ca 100 C = 0.48 cal/g Ca 150 C = 0.53 cal/g CCalor de Vaporizacin en el punto de ebullicin a 14.7 psi: 106 kcal/kgpH cuando se mezcla con agua 1:1=8.6 Peso Molecular.: 115Punto de Ebullicin.: 243 C a 14.7 psiPunto de Fusin: 23 CDensidad a 20 C: 1153 kg/mPunto de llama (Pensky-Martens): 125 CPunto de Ignicin: 370 CViscosidad a 30 C: 6.68 cP; 5.85 cSt

Miscible con benceno en cualquier proporcinMiscible con agua en cualquier proporcinOlorCaracterstico y muy penetrante.Estabilidad: muy buena


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Toxicidad por Inhalacin en ratas de laboratorio: No present mortalidad despus de 8 h deexposicin a una atmsfera altamente concentrada y a 20 C.

[editar] PROCESAMIENTOS DEL GAS

Se entiende como procesamiento del gas, la obtencin a partir de la mezcla de hidrocarburos gaseososproducida en un campo, de componentes individuales como etano, propano y butano. En el procesamientodel gas se obtiene los siguientes productos:

- Gas Residual o Pobre. Compuesto por metano bsicamente y en algunos casos cuando no interesael etano, habr porcentajes apreciables de ste.- Gases Licuados del Petrleo (LPG). Compuestos por C3 y C4; pueden ser compuestos de un altogrado de pureza (propano y butano principalmente) o mezclas de stos. La tabla 26 muestra lascaractersticas de algunos compuestos o mezclas de LPG.- Lquidos del Gas Natural (NGL). Es la fraccin del gas natural compuesta por pentanos ycomponentes ms pesados; conocida tambin como gasolina natural. La tabla 24(1) muestra las

especificaciones que tpicamente se le exigen a la gasolina natural en una planta de procesamientosdel gas natural.

El caso ms sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus componentes recuperables enforma de lquidos del gas natural (NGL) y luego esta mezcla lquida separarla en LPG y NGL. Cuando delproceso se obtiene con un alto grado de pureza C2, C3 y C4 se conoce como fraccionamiento.

El procesamiento del gas natural se puede hacer por varias razones:

Se necesitan para carga en la refinera o planta petroqumica materiales como el etano, propano,butano. El contenido de componentes intermedios en el gas es apreciable y es ms econmico removerlospara mejorar la calidad de los lquidos. El gas debe tener un poder calorfico determinado para garantizar una combustin eficiente en losgasodomsticos, y con un contenido alto de hidrocarburos intermedios el poder calorfico del gaspuede estar bastante por encima del lmite exigido.

Se habla bsicamente de tres mtodos de procesamiento del gas natural: Absorcin, Refrigeracin yCriognico. El primero es el ms antiguo y el menos usado actualmente; consiste en poner en contacto el gascon un aceite, conocido como aceite pobre, el cual remueve los componentes desde el C2 en adelante; esteaceite luego se separa de tales componentes. El mtodo de refrigeracin es el ms usado y separa los

componentes de inters en el gas natural aplicando un enfriamiento moderado; es ms eficiente que elmtodo de absorcin para separar del C3 en adelante. El proceso criognico es el ms eficiente de los tres,realiza un enfriamiento criognico (a temperaturas muy bajas, menores de -100 F) y se aplica a gases dondeel contenido de intermedios no es muy alto pero requiere un gas residual que sea bsicamente metano.

[editar] Proceso de Absorcin

La figura 78 muestra el esquema del proceso de absorcin en el cual el gas se pone en contacto encontracorriente con un aceite liviano a travs de una torre absorbedora. El contacto en la torre puede ser atravs de platos o de un empaque. El gas debe entrar a la torre fro para que se presente una mejor remocinde los componentes de inters. El aceite usado para hacer la remocin entra a la torre por la parte superior yse conoce como aceite pobre; cuando sale de la torre, por la parte inferior, lleva los componentes removidosal gas y se conoce como aceite rico. El gas que sale de la torre absorbedora es bsicamente metano y seconoce como gas residual. El aceite rico que sale de la absorbedora pasa a una columna de estabiliz

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El Endulzamiento Del Gas Se Hace Con El Fin de Eliminar El H2S y El CO2 Del Gas Natural