59238272 Endulzamiento Del Gas Natural

7/28/2019 59238272 Endulzamiento Del Gas Natural

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ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Introduccin

Los contaminantes ms indeseables que se encuentran en el gas natural son el

CO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrgeno (H2S), los

mercaptanos (RSH), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc.

Las especificaciones de transporte indican 4 ppmv, o bien 0,25 granos /100

scf . (un gramo es igual a 15,4324 granos) El CO2 generalmente est

comprendido dentro del porcentaje de gases inertes junto con el nitrgeno,

permitido entre un 2 a 3 % en total. En algunos casos, cuando hay procesos

criognicos que siguen al endulzamiento, la remocin del CO2 debe llegar a

100 ppmv.- Hay ms de 30 procesos desarrollados para quitar los gases

cidos. De acuerdo a los mtodos y productos utilizados, estos procesos

pueden clasificarse del siguiente modo:

1. Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o

Chemsweet o Sulfacheck, y la soda custica. Como no es posible recuperar el

reactante, su uso se limita a quitar pequeas cantidades de sulfuros, ya sea en

pequeos caudales o pequeas concentraciones de sulfuro de hidrgeno.

2. Soluciones acuosas de aminas, como la monoetanolamina, dietanolamina,

diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras.

Como estas soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar

grandes cantidades de sulfuros, y tambin CO2 cuando es necesario.

3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente fsico y agua), comolos procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes

cargas de gas cido.

4. Solventes fsicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden

regenerarse sin calor y secar, simultneamente el gas. Se usan mayormente

para remover el grueso del CO2 generalmente en las plataformas.

5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot,

Catacarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes qumicos parecidosa los solventes fsicos.


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6. Oxidacin directa o transformacin en azufre, como los procesos Stretford,

Sulferox Lo Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.

7. Adsorcin, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde o

Zeochem. Se usa a bajas concentraciones de cidos, y simultneamente se

puede secar el gas.

8. Membranas, como las producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara

(Dow Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. Son muy

apropiadas para separaciones a granel de CO2, especialmente cuando la

concentracin en el gas es muy alta.

Los procesos ms comunes son los de baches y el uso de aminas. Por debajo

de 20 libras/da, los procesos en baches son ms econmicos, y sobre las 100

libras/da, se prefiere las soluciones de aminas.

Contenido de Azufre, en Lb/da = 1.34 x (MMscfd) x (gr H2S / 100 scf)

PROCESOS EN BACHES, TANDAS

Las condiciones del material que pueda absorber gases cidos son, que no

sea caro, que tenga una alta capacidad para absorber H2S, que no sea

peligroso, y cuyos residuos puedan ser desechados sin problemas

ambientales.

Los procesos ms conocidos son Chemsweet, Sulfa-Check, soda custica, y

por supuesto, el ms conocido, el de esponja de hierro.

Ventajas :

1. Remocin completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sin

consumo del reactante por parte del CO2, excepto para la soda custica.

2. Inversin de capital relativamente baja comparado con procesosregenerativos.

3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independiente

de la presin de operacin, lo cual da una gran versatilidad.

4. La remocin de mercaptanos de pesos moleculares ms bajos es adecuada,

en general.

Desventajas :


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1. Para una operacin ininterrumpida se requiere dos o ms torres contactoras,

de modo que cuando una est trabajando, se est recargando a la otra, lo cual

encarece el proyecto.

2. La presencia de lquidos, ya sea por pobre separacin, o condensacin en la

torre por cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro y

produce espuma.

3. Pueden formarse hidratos a presiones ms altas, o temperaturas ms bajas.

Esponja de hierro :

Es el proceso ms antiguo y ms ampliamente usado. Consiste en torres cuyos

lechos estn formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con xido

frrico hidratado (Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.

Estas astillas se cargan por el tope, a travs de la entrada de hombre y se van

colocando sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El

gas a ser tratado entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante un

distribuidor de entrada. A medida que va pasando por el lecho, va

reaccionando con las astillas, y deja el proceso de endulzado por el fondo del

recipiente, ver Figura 2.

Las reacciones del proceso forman sulfuro frrico y mercptidos frricos:

Fe2O3 + 3 H2S = Fe2S3 + 3 H2O

Fe2O3 + 6 RSH = 2 Fe(RS)3 + 3 H2O

El flujo del gas es desde arriba hacia abajo, para evitar canalizaciones, y para

ayudar al flujo descendente de cualquier condensado que se produjese.

Muchos recipientes tienen toberas regadoras de agua sobre los lechos. El

soporte del lecho son varias camadas de cribas de malla de alambre, sobre un

enrejado estructural. Esto sirve como un filtro que sujeta las astillas para que

no sean acarreadas por el gas. En el fondo se coloca algn soporte adicional.El recipiente tiene bocas de hombre e el tope y en el fondo, para carga y

descarga del material. La limpieza del lecho puede hacerse con una manguera

y agua a alta presin. Cadenas de acero colocadas en el tope y en los

costados del recipiente, o enrolladas en el lecho ayudan a desalojar la esponja

consumida.

Las reacciones de regeneracin son las siguientes:

Fe2S3 + 3 O = Fe2O3 + 3 S2 Fe(RS)3 + 3 O = Fe2O3 + 3 RS:SR


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Para la regeneracin continua se aade una pequea cantidad de aire o de

oxgeno a la corriente de gas cido de entrada, para oxidar el Fe2S3 y

convertirlo en Fe2O3 tan pronto como el H2S haya sido absorbido.

La regeneracin peridica implica paradas de la torre, despresurizacin, y

circulacin del gas remanente con aadidos crecientes de oxgeno. Ambos

mtodos son peligrosos debido al calor desprendido por las reacciones de

oxidacin (85.000 Btu/lb mol de sulfuro). Es difcil inyectar las cantidades

debidas de aire, ya que los equipos de inyeccin son caros. Se produce

corrosin debido al oxgeno, especialmente en presencia de CO2 y el lecho se

torna una torta, o masa solidificada, debido al derretimiento y solidificacin del

azufre.

Se puede usar proxido de hidrgeno (H2O2) para regenerar las esponjas

gastas, pero el manejo de este oxidante es difcil y muy exigente en cuanto a la

limpieza, adems de ser ms costoso. Sin embargo su uso se justifica porque

puede extender la vida de la camada de tres a cinco veces ms, y reduce la

tendencia a quemarse y formar tortas. Adems reduce el tiempo de parada, por

lo que se puede trabajar con una sola torre.

Procesos de lquidos y lechadas.

Aun cuando hay muchos productos qumicos desarrollados para endulzar los

gases cidos, muchos de ellos tienen severas limitaciones de uso por

regulaciones de la EPA. (Agencia de Proteccin Ambiental) Algunos como las

lechadas de xido de hierro, exhiben un comportamiento errtico, o provocan

problemas colaterales, especialmente corrosin.

Esto ltimo ha podido superarse en parte mediante recubrimientos internos delos recipientes de contacto, con resinas fenlicas o epxicas.

Los procesos con productos qumicos son ms costosos que usar esponja de

hierro, pero se compensa un poco con la facilidad y el menor costo con el cual

puede ser limpiada y recargada la torre de contacto. Sin embargo hay otras

limitaciones: Los lquidos se congelan, y forman espumas, de modo que

debe aadirse anticongelantes, antiespumantes, etc. Finalmente

queda el problema de la disposicin de los residuos qumicos.


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Chemsweet es un proceso NATCO. Consiste en un polvo blanco, producto de

una mezcla de xido de zinc, acetato de zinc y un dispersante para mantener

las partculas de xido de zinc en suspensin. Se mezcla una parte con cinco

partes de agua, lo cual disuelve al acetato y provee una fuente controlada de

iones de zinc que reaccionan instantneamente con los iones del bisulfuro y el

sulfuro que se forma cuando el sulfuro de hidrgeno se disuelve en agua. El

xido de zinc vuelve a rellenar el acetato de zinc.

La presencia de CO2 en el gas natural no es un problema ya que el pH de esta

lechada es lo suficientemente baja como para prevenir absorcin significativa

de CO2, aun cuando la relacin de CO2 a H2S sea muy alta. En la Figura 3

puede verse una torre de Chemsweet, y sus partes componentes.Las

reacciones son las que siguen:

Endulzado: ZnAc 2 + H2S = ZnS + 2 HAc

Regeneracin: ZnO + 2 HAc = ZnAc2 + H2O

Reaccin total: ZnO + H2S = ZnS + H2O

Torre de contacto tpica para lquidos y lechadas . Es un recipiente

cilndrico, con cabezales elpticos, equipado con toberas de entrada y salida de

gases, un alimentador de lechadas y toberas de sobreflujo, un drenaje, una

entrada de hombre, un eliminador de niebla y un distribuidor de gas.

El gas agrio entra por el fondo y sube al plato distribuidor desde donde se lo

dispersa mezclado. El gas endulzado fluye a travs del eliminador de niebla y

sale por el tope.

El burbujeo del gas dentro de la lechada resulta en una expansin de la

lechada igual al volumen de las burbujas que se elevan en un determinado

tiempo. De all que hay un valor dinmico y otro esttico para la profundidad dela lechada. La altura del recipiente debe ser suficiente para mantener un

espacio de desprendimiento adecuado, es decir, entre el tope de la lechada

expandida y el eliminador de niebla. Los requerimientos qumicos,

determinados por la vida til de la camada que se desea entre cargas

sucesivas, son quienes dictan la altura de la columna. La vida til normal est

entre 30 a 90 das.

El dimetro es funcin del caudal de gas real a condiciones de operacin. Senecesita una velocidad superficial mnima del gas (caudal real dividido por el


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rea transversal) para proveer la agitacin que mantenga mezclada la lechada.

Si esta velocidad es muy alta, la expansin ser muy grande y la lechada ser

acarreada por el gas de salida

OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.

Existen otros procesos regenerativos (adems de los de alcanolaminas y

soluciones mixtas), adsorcin y membranas. Las propiedades nicas de los

solventes y de las membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo para

situaciones especiales con requerimientos especficos (ej. offshore). Se los

puede clasificar en:

1. Solventes fsicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flor

2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot,

Catacarb, Benfield y Gianmarco- Vetrocoke.

3. Oxidacin directa a azufre, como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-

Cat, Instituto Francs de Petrleo, etc.

4. Adsorcin ej: tamices moleculares

5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace Membranes

Internacional Permeation, y Monsanto.

Ventajas

1. El tamao del equipo y los costos son ms reducidos, en general.

2. Cargas de gas cido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presiones

parciales del gas cido, y tasas de circulacin reducidas, como en los solventes

fsicos.

3. Regeneracin sin calor, como en los solventes fsicos, o sin regeneracin,

como en las membranas.

4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en lassoluciones de carbonato de potasio.

5. Eliminacin de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidacin

directa.

6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados de

CO2 (por encima de 50%, de forma econmica), como las membranas.

7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o slo con compresin,

como en las membranas.


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8. Deshidratacin simultnea del gas, como en los solventes fsicos y tamices

moleculares

Desventajas

1. Los diseos de procesos ms complejos a menudo se limitan a una

aplicacin especfica.

Costos de ingeniera ms altos.

2. Algunos solventes fsicos absorben cantidades significativas de

hidrocarburos ms pesados, los cuales se pierden, a veces.

3. Algunos solventes fsicos son caros y muy corrosivos a los elastmeros

usados ,como asientos y sellos en las vlvulas e instrumentos.

4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol,

Rectisol, Purisol, Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt.

5. Los separadores de membranas son caros. Solventes Fsicos

Son lquidos orgnicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones y

temperaturas ambientes o ms bajas. La regeneracin se hace por

vaporizacin a presin atmosfrica, y a veces con vaco; generalmente no se

usa calor. Los diagramas de flujo bsicos son similares a los procesos con

alcanolaminas. El solvente fsico debe ser de baja viscosidad (bajo

derretimiento), qumicamente estable, no txico, no corrosivo, selectivo para el

gas contaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la

presin parcial del gas cido, o sea, se aplica la ley de Henry.

Selexol

Este mtodo fue desarrollado por la Allied Chemical Company, y su uso

primario es para corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintticos.

Se lo usa en muchas instalaciones para remocin en masa de CO2 y ahora

ltimo para remocin simultnea del H2S. Es una mezcla de dimetil teres deglicoles de polietileno, generalmente desde el trimero hasta el hexmero. Es no

txico, alto punto de ebullicin, puede usarse en equipos de acero al carbono, y

es un excelente solvente para gases cidos, otros gases sulfurosos,

hidrocarburos pesados y aromticos.

El gas de entrada se mezcla con el solvente rico de la torre de contacto, se lo

enfra y se lo separa antes de entrar al contactor. Siguiendo al separador hay

cuatro flashes: un primer flash a alta presin, necesario para recuperar elmetano co-absorbido. El segundo es un flash a presin intermedia, donde el


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CO2 es liberado a presin elevada. El tercero es un flash a presin atmosfrica

y el cuarto, al vaco. El flash intermedio suelta el CO2 a presin elevada,

desde la cual puede ser expandido para que ceda poder de refrigeracin, o

desde la cual puede ser recomprimido para inyeccin en el reservorio. El flash

atmosfrico sirve para reducir la carga del flash al vaco.

Con absorcin a 1000 psia y un flasheo al vaco de 5 psia, el nivel de CO2 en

el producto final es de 1 %, un contenido muy apropiado para la mayora de los

procesos de purificacin del gas natural. Niveles ms altos, como 2,3 o 5% se

obtienen por flasheo a presiones mayores.

A presin atmosfrica el nivel de CO2 es de alrededor de 3.5 %. El quitar y

expandir el CO2 simultneamente produce un enfriamiento significante. Un 30

% de CO2 en el gas de alimentacin a 1000 psia generalmente suministra

suficiente enfriamiento para rebajar el calor del bombeo y del abatimiento de

presin, compresin, la radiacin solar y las diferencias de temperatura entre la

alimentacin y el producto de salida. Se necesita refrigeracin si una cantidad

considerable de CO2 no se flashea, porque se la inyecta de nuevo en un

reservorio.

Note que el Selexol tambin absorbe los hidrocarburos ms pesados. Para

corrientes de gas rico se previene que tenga lugar esta extraccin mezclando

con agua para formar una fase de hidrocarburos. Luego esta agua debe ser

quitada, lo cual requiere calor.

Rectisol

Este proceso ha sido desarrollado por las compaas alemanas Lurgi y Linde.

El solvente en este proceso es Metanol, cuya alta volatilidad requiere que la

torre de contacto est a muy bajas temperaturas, por ejemplo de 0 a 70 F.

Esto limita su aplicabilidad a corrientes de gas natural muy livianas. Se lo usamayormente para tratar gases de sntesis en Europa, y el rango de aplicacin

est entre 30 a 100 F. Existen procesos adicionales incluyen recuperar

hidrocarburos de las corrientes de H2S y CO2

Purisol

El solvente Lurgi Purisol es un n-metil-2-pirrolidona, tambin conocido como

NMP o MPyrol. Es un solvente excelente para H2S, CO2, H2O, RSH,

hidrocarburos y desgraciada mente muchos elastmeros. Tambin es muy


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selectivo hacia el H2S. Tal como el Rectisol, se lo usa para tratar gases

sintticos en Europa.

Solvente Fluor

Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSH

del gas natural.

No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre pueden

reducirse a 4 ppm o menos. Adems puede quitar agua de las corrientes de

gas natural. Es decir, en un solo paso es posible acondicionar y deshidratar el

gas a especificaciones de gasoducto.

Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol para

remocin en masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % de

CO2.

El carbonato de propileno tiene muchas ventajas que lo hacen apropiado como

solvente para gases cidos:

1. Bajo calor de solucin para el CO2

2. No es corrosivo hacia metales comunes

3. Baja presin de vapor a temperaturas de operacin

4. Baja viscosidad

5. Alto grado de solubilidad para CO2 y otros gases

6. Qumicamente no reactivo hacia todos los componentes del gas natural

7. Baja solubilidad para hidrocarburos livianos (C1, C2)

Esas caractersticas disminuyen los requerimientos de bombeo y de calor,

disminuyen los problemas de corrosin y no hay grandes prdidas de solvente

en la operacin ( menos de 1 lb /MMscf). Sin embargo el sistema requiere

diseos especiales, como absorbedores ms grandes, y tasas de circulacin

ms altas para obtener la calidad de las especificaciones de gasoducto, por loque generalmente no es econmicamente tan aplicable.

Un diagrama de flujo tpico con regeneracin, consiste en dos etapas de

flasheo. El primer gas de flasheo contiene la mayor parte de los hidrocarburos y

es comprimido y reciclado. El segundo flash conduce la turbina de expansin.

Las mejores aplicaciones son para gases livianos con una presin parcial por

encima de 60 psi. Temperaturas del solvente por debajo de la ambiente

reducen la tasa de circulacin y el tamao del equipo. Si se expande el CO2flasheado se puede conseguir la necesaria refrigeracin.


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Soluciones de Carbonato de Potasio caliente En los aos cincuenta fue

desarrollado el proceso original Hot Pot por el Bureau of Mines de U.S. Las

mejoras continuaron como ser, uso de catalizadores para aumentar las tasas

de reaccin, inhibidores de corrosin, etc, todo lo cual result en procesos

patentados (Catacarb y Benfield). Sin embargo la mayora de las aplicaciones

son para gases sintticos ms bien que para gas natural. Varios procesos

quedaron en el pasado, y muchos estn en revisin por consideraciones

ambientales debido a las nuevas leyes en vigor, mucho ms restrictivas que

antes. Por ejemplo, el proceso Gianmarco- Vetrocoke, usado ampliamente en

Europa, tiene problemas ambientales debido a los catalizadores de arsnico.

Los procesos de carbonato de potasio usan soluciones inorgnicas acuosas

que contienen 25 a 35 % en peso de K2CO3. La absorcin es qumica, y no

fsica.

La solucin Catacarb contiene boratos metlicos, lcalis y un inhibidor de

corrosin. El proceso Benfield tiene un aditivo que es un xido de vanadio.

Ambos producen cargas de gas cido ms grandes, tasas de circulacin ms

bajas, equipos ms pequeos y menor mantenimiento.

Los rasgos ms salientes de estos procesos son:

1. Las reacciones qumicas son especficas para el CO2 y el H2S y a la

temperatura de contacto la solubilidad de los otros gases es despreciable.

2. Los calores de reaccin que absorben CO2 y H2S son alrededor de la mitad

de lo que se necesita para alcanolaminas, reduciendo los requerimientos de

calor comparativamente 0.6 a 0.8 lb de vapor por galn de solucin circulada.

3. La remocin completa del H2S requiere la presencia del CO2. El COS y el

CS2 se sacan por hidrlisis pasndolos a H2S y CO2. Los mercaptanos son

difciles para sacar 4. Las recuperaciones de gas cido de 4 a 8 scf/gal son alcanzables. No se

puede obtener cargas ms altas porque la absorcin en este caso es qumica,

lo cual es ms limitado.

Procesos de conversin directa:


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Consideraremos slo los procesos usados para quitar H2S del gas natural.

Esto elimina lo que se llama la limpieza del gas de cola, donde dos moles de

H2S se los hace reaccionar con un mol de SO2.

El esquema bsico usa reacciones de xido-reduccin. El H2S es absorbido en

una solucin alcalina que contiene transportadores de oxgeno, y es convertido

a azufre elemental.

La solucin se regenera por aire la cual tambin acta como agente de

flotacin para el azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el taln de

Aquiles de estos procesos. La recoleccin y remocin del azufre es difcil, y el

taponamiento de las lneas es la causa comn de las paradas de planta.

El proceso Stretford, patentado por la British Gas Corporation, ha sido

ampliamente usado.

La solucin absorbente es una solucin diluda de Na2CO3, NaVO3 y cido

disulfnico antraquinona (ADA). Las reacciones se efectan en cuatro pasos

del proceso, no son afectadas por presin y toleran temperaturas hasta 120 F.

La solucin es no corrosiva. La solucin oxidada se entrega desde un tanque

de bombeo al tope de la planta absorbedora, donde se contacta en

contracorriente con el gas. La solucin reducida fluye hacia un tanque de

flasheo al terminar el recorrido por el contactor. Los hidrodrocarburos gaseosos

que se han disuelto en la solucin se flashean, y la solucin fluye hasta la parte

inferior del recipiente de oxidacin. All se la vuelve a oxidar con el paso de una

corriente de aire, y se la enva al tanque de bombeo.

El azufre es llevado hasta el tope del oxidador por medio de una espuma

creada por la aireacin de la solucin, y pasa a un espesador, en donde se

trata de aumentar el peso del mismo, y desde ah se lo enva a procesos de

recuperacin.El proceso Claus, usado para tratar corrientes de gas que contienen altas

concentraciones de H2S, es otro de los procedimientos de conversin directa.

La qumica de las unidades involucra oxidacin parcial del sulfuro de hidrgeno

a dixido de azufre, y azufre elemental.

En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando la

corriente gaseosa cida en un horno de reaccin. Este SO2 es la carga para la

siguiente etapa, la fase de reaccin cataltica. Puede haber mltiples etapaspara lograr una mejor conversin del H2S. Luego de cada etapa hay


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condensadores para separar y condensar los vapores de azufre de la corriente

principal. Pueden lograrse eficiencias de conversin de 94 a 95% con dos

etapas, y hasta un 97 % con tres etapas.

El gas efluente se quema o se enva a otra unidad de tratamiento, para tratar el

gas de cola, como se le llama, antes de ser expulsado a la atmsfera.

El proceso IFP, patentado por el Instituto Francs de Petrleo, consiste en

hacer reaccionar H2S con SO2 para producir agua y azufre. La reaccin total

es: 2 H2S + SO2 2 H2O + 3 S

Los gases mencionados se mezclan y luego se los contacta con un lquido

cataltico en una torre de relleno. El azufre elemental se recupera en el fondo

de la torre. Parte de este azufre se quema para producir el SO2 necesario para

sacar el H2S. La variable ms importante del proceso es la relacin H2S a SO2

en la alimentacin. Esto es controlado por analizadores para mantener el

desempeo del sistema.

El proceso Lo Cat usa una solucin extremamente diluda, de 0.15 a 025 % en

peso de quelados orgnicos de hierro en agua para convertir el H2S en agua y

en azufre elemental.

La solucin se amortigua con KHCO3 formado por reaccin del CO2 de la

corriente de gas con el KOH de la frmula. Las unidades de Lo Cat pueden

usarse para limpieza de los gases de cola que quedan despus de someter al

gas natural a otros tratamientos.-

El Sulferox es otro proceso, que tambin est basato en quelatos de hierro. Las

dificultades con el barrido de hierro soluble incluyen precipitacin del hidrxido

frrico bajo condiciones alcalinas. y del sulfuro de hierro de la solucin cida,

de modo que el control de pH es crtico. Otro problema es que los quelatos

corroen el acero al carbn. Se necesita acero inoxidable.Por las razones expuestas estos procesos y otros parecidos, no han

prosperado mucho.

Procesos de adsorcin

Se llaman as los procesos por los cuales las molculas de lquidos o gases

quedan retenidas en la superficie de los slidos. Esta retencin puede ser unareaccin qumica, condensacin capilar, fuerzas intermoleculares o una


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combinacin de todas. Su mayor aplicacin es en la deshidratacin del gas

natural, especialmente como un primer paso en la recuperacin criognica de

lquidos del gas natural. Los tamices moleculares de zeolitas son los

adsorbentes ms adecuados para H2S, CO2, RSH, etc. Son no txicas, no

corrosivas y estn disponibles en tamao de poros que van desde los 3 a los

10 angstroms. Los tamaos pequeos adsorben H2S, pero son muy pequeas

para los mercaptanos ms pesados. Los tamaos mayores se usan para

remocin total de los sulfuros.

Los tamices moleculares adsorben solamente molculas polares. Entre los

contaminantes comunes del gas natural el H2O es la adsorbida con mayor

fuerza, seguida por los mercaptanos,

el H2S y el CO2, en ese orden. Debido a que los componentes con una

afinidad mayor por la adsorcin desplazarn a los componentes menos

estrechamente mantenidos, se puede obtener la remocin selectiva de los

contaminantes de azufre hasta muy bajas concentraciones en el efluente, de

0.01 gr /100 scf

Separacin por Membranas

La separacin por membranas es el desarrollo ms reciente y a pesar del

receso econmico, su uso sigue aumentando. Su mayor uso ha sido

separacin de H2 a partir del amonaco, NH3, y separacin de CO2 de los

gases de refinera.

La separacin del gas tiene lugar sobre una base molecular, por lo que debe

usarse delgadas pelculas, sin poros. La permeacin a travs de la pelcula no

es filtracin: es porcin en el lado de alta presin, difusin a travs de lapelcula, y desorcin en el lado de baja presin.

Las membranas consisten en una pelcula de polmero ultra delgado sobre la

superficie de un delgado sustrato poroso. Dependiendo del diseo, o la

cubierta, o el sustrato controla la tasa de permeacin de la pelcula compuesta.

Hay dos configuraciones bsicas: enrolladas en espiral, como las marcas

Separex y Grace, y las fibras ranuradas, como las marcas Prism y duPont . La

Figura 1 ilustra la construccin de un separador estilo espiral: consiste encapas sucesivas de canales de flujo del gas de alimentacin, membrana de


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separacin, canal de flujo permeable, y membrana de separacin enrollada

alrededor de un tubo permeado axialmente. Al paquete se lo ubica dentro de un

recipiente a presin cilndrico para formar un elemento que es generalmente de

4-8 pulgadas de dimetro exterior por 4 a 5 pies de largo. Los elementos se

combinan en paralelo y/o en serie para formar el paquete separador. Para

estas membranas, una cubierta de acetato de celulosa densa, no porosa, es

generalmente la camada activa, o controladora de la permeacin.

Tambin existen separadores de fibras ranuradas. Las fibras son cilindros

ranurados de menos de un mm de dimetro exterior, torneados desde el

material de control de separacin, generalmente un material polisulfonado

cubierto con una capa de elastmero de silicona para proteccin. Las

dimensiones tpicas de la pared son: un sustrato de hasta 300 micrones la

camada separadora es solo 500 a 1000 angstroms de ste- y uno a dos

micrones de recubrimiento. El manojo de fibras ranuradas que est sellado en

un extremo, encaja dentro de una carcasa de acero. La unidad se parece a un

intercambiador de tubo y coraza, La alimentacin y el gas de salida no

permeado estn en el lado de la coraza y el gas permeado est en el lado de

los tubos. Las dimensiones tpicas son 4 a 8 pulgadas de dimetro y 10 a 20

pies de largo.

Caractersticas de las membranas

Las membranas separan gases por la diferencia en las tasas a las cuales los

gases se difunden a travs de la pelcula. Los gases ms rpidos se recogen

en la corriente perneada y los gases ms lentos en la corriente no permeada.

Existen tablas que muestran las tasas de permeacin para los dos tipos demembranas.

Cuando la diferencia en los coeficientes de permeacin es grande, es posible

una buena separacin de los gases, pero cuando la diferencia es pequea, por

ejemplo el H2S y el CH4, la separacin es difcil y cara porque se necesitan

varias etapas. En cualquier caso la separacin no es completa: el gas

permeado contiene algo del gas residual, y viceversa. Un gas dulce

corresponde a 4 ppm de H2S, un resultado no prctico considerando loscoeficientes de los dos gases. El gas seco (7 lb H2O / MMscf) corresponde a


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147 ppm. Esto se puede lograr pero el CH4 perdido con el agua es demasiado

valioso. La recuperacin involucra enfriar para condensar la mayor parte de

agua, compresin a la presin de alimentacin, y recirculacin. Generalmente

esto es demasiado equipamiento para competir econmicamente con la

deshidratacin por glicol. La separacin del CO2 es mucho ms prctica.

El gas residual puede contener 2 a 3 % de CO2, y el CH4 en el CO2

generalmente no es un problema.

USO DE AMINAS

Muchos procesos continuos de endulzamiento del gas usan soluciones

acuosas de alcanolaminas como la monoetanolamina, dietanolamina,

diglicolamina, metildietanolamina, o soluciones mixtas como Amine Guard,

Ucarsol, Flexsorb y otras. A las soluciones mixtas se les aade un solvente

fsico para mejorar el desempeo de la amina en situaciones especiales, como

ser, cuando hay una nueva especificacin para el gas de salida, ms baja, o

una nueva corriente de entrada con altas concentraciones de gas cido, o

mayor proporcin de mercaptanos en donde la alcanolamina sola no es lo ms

apropiado, etc.

La ventaja de estos procesos es que la solucin que hace el tratamiento puede

ser regenerada y recirculada, por lo que puede usarse para quitar grandes

cantidades de sulfuros, y tambin CO2 cuando es necesario. Hay varias otras

ventajas, entre ellas:

a. Remocin completa de gases cidos desde concentraciones medias a altas,

an a caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante.

b. Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido,comparado con los procesos en tandas.

c. La composicin de la solucin puede prepararse de acuerdo a la

composicin del gas cido.

d. Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgnicos tambin pueden

ser quitados cuando se aade un solvente fsico a la solucin de amina

Las desventajas son:

1. Alta inversin de capital, comparada con los procesos baches2. Los costos de operacin y mantenimiento son significativos


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3. Algunos de los procesos como el Sulfinol, o el Flexosorb, requieren licencia o

pago de patentes.

Reacciones qumicas :

1. Ionizacin e hidrlisis del H2s y del CO2

2. Formacin de protones de aminas

3. Reacciones con H2S

4. Reacciones con CO2

5. Otros gases sulfurados: Las bases de amina son muy dbiles para formar

mercptidos, y el COS no hidroliza a temperaturas ambientes. De modo que

para realizar la remocin de los RHS, COS y RSSR, se lo hace por absorcin a

alta presin, mientras que la regeneracin del solvente se realiza por desorcin

a baja presin y alta temperatura. Se aade un solvente fsico cuando la

afinidad por los gases sulfurosos es insuficiente.

Descripcin de las aminas:

Monoetanolamina, MEA : Fue la primera amina usada para estos procesos. Se

la emplea a menudo cuando la presin parcial del gas cido es baja, es decir,

para bajas presiones y / o bajas concentraciones del gas cido. La MEA es una

amina primaria, la de peso molecular ms bajo. Por consiguiente es la ms

reactiva, corrosiva y voltil. Por eso se la usa en soluciones relativamente

diludas, tiene las prdidas por evaporacin ms altas, requiere ms calor para

su regeneracin y tiene el recobro de hidrocarburos ms bajo.

Las aminas primarias forman ligaduras ms fuertes con los aniones de gas

cido, que las aminas secundarias y terciarias. Es por ello que el proceso deregeneracin, que implica la descomposicin de las sales formadas durante la

absorcin de los gases, es ms difcil.

Para aumentar la regeneracin se usa generalmente un recuperador que opera

a temperaturas ms elevadas que el rehervidor.

Dietanolamina, DEA, es el solvente endulzante ms ampliamente usado. Si se

lo compara con la MEA, tiene calores de reaccin ms bajos con el H2S y conel CO2, es menos corrosivo y puede usarse en concentraciones ms altas con


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cargas ms grandes de gases cidos. Esto se traduce en una tasa de

circulacin reducida, que significa costos de capital y operacin menores.

La DEA tambin es muy resistente a la degradacin producida por los RSH y

COS. Su mayor desventaja es la incapacidad de desprenderse del CO2, y el

precio, que en algunos casos es aventajado por nuevos procesos. Hay una

adaptacin al proceso, llamada SNPA, desarrollada por la Elf-Aquitaine, que

logra cargas de gas cido mucho ms altas, algo de 0,7 moles de gas/mol de

DEA, sin corrosin excesiva. Pero necesita altas presiones parciales del gas

cido de entrada, alrededor de 4 atmsferas, por lo que no se puede aplicar en

todos los casos.

Disopropanolamina, DIPA . El proceso ADIP licenciado por Shell usa

frecuen temente este tipo de amina. Los requerimientos de vapor de agua son

bajos, bajas tasas de corrosin, y es apropiado para gases que contengan COS.

Se lo usa para sacar el H 2S y el COS del gas licuado LPG. Sin embargo la

degradacin irreversible producida por el CO 2 y el COS es mayor que para la MEA,

DEA o DGA, lo cual significa menor cantidad de solucin que puede ser

regenerada en el proceso.

Diglicolamina, DGA. Es una amina primaria con igual peso molecular que la

DEA. Es muy apropiada para climas fros, por cuanto las soluciones congelan

bastante ms abajo que el punto de congelamiento de soluciones de DEA y de

MEA. Una solucin al 65% de DGA congela a 40 F. Una solucin de MEA al

20% congela a 15 F, y una solucin de DEA al 30% congela a 20 F. Es

parecido a la MEA, apropiado para tratar corrientes gaseosas con bajas

presiones parciales de los gases cidos. y necesita de un recuperador paracompletar la regeneracin. Asimismo presenta una gran afinidad por

compuestos sulfurosos orgnicos.

Metildietanolamina, MDEA . Las aminas terciarias tienen una selectividad por

el H2S sobre el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases

cidos. Esta propiedad selectiva es bien aprovechada para graduar el

contenido de H2S en el gas de alimentacin de las plantas de azufre, o bien

para quitar el H2S del CO2, cuando se va a usar este ltimo en proyectos de


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inyeccin. Adems necesitan la menor cantidad de calor para regenerarse,

porque pueden usarse al 50% con cargas de gas cido de 0.4 mol/mol, tienen

los ms bajos calores de reaccin con H2S y CO2, y el calor especfico ms

bajo. Las prdidas de solvente son muy bajas y el punto de congelamiento es

de unos 25 F. La MDEA tambin forma parte de muchas formulaciones de

solventes especiales.

Solventes especiales: Se ha desarrollado una gran familia de productos en

los ltimos aos, todos ellos basados en las alcanolaminas. Son mezclas de

solventes con inhibidores de corrosin que permiten aumentar las

concentraciones, hasta un 30 % para la MEA y un 50 % para la DEA,

reduciendo as la tasa de circulacin de las aminas y el calor requerido para la

regeneracin en forma sustancial.

Los solventes Gas/Spec, de Dow Chemicals y el Ucarsol, de Union Carbide,

son los productos que se han posicionado mejor en el mercado este ltimo

tiempo. Son solventes basados en MDEA, junto con otras aminas,

ablandadores, promotores, inhibidores de corrosin, y antiespumantes. Los

solventes Flexsorb, desarrollados por la Exxon, usan la presencia de un grupo

grande prximo al tomo de nitrgeno, y la basicidad para controlar la reaccin

CO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminacin selectiva del H2S y

remocin total de CO2.

Soluciones mixtas : El Sulfinol , desarrollado por Shell fue el primero de estos

procesos. La solucin usa un solvente fsico, el sulfolano en este caso, y ya sea

DIPA o MDEA como la amina. Adems de absorber compuestos azufrados

orgnicos, la capacidad del Sulfinol para los gases cidos aumenta con lapresin parcial de los mismos. Este producto es apropiado para corrientes

gaseosas con altos contenidos de gas cido.

Como la mayora de los solventes fsicos, el Sulfinol tiene una significativa

afinidad por los hidrocarburos, especialmente los aromticos. Entonces

conviene instalar facilidades de pretratamiento adelante del gas cido, si va a

usarse para una planta de recuperacin de azufre. Si se usa MDEA la solucin

puede quitar selectivamente el H2s y dejar hasta el 50% del CO2 originalmente


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en el gas. Hay varios otros solventes desarrollados ltimamente, pero como

son patentados, cuestan ms que las alcanolaminas.

Tasa de flujo de la amina :

Seleccionar la solucin de endulzamiento apropiada , las concentraciones de

amina y el solvente fsico. Por ejemplo, MEA o DGA para gas a baja presin.

DEA para la mayora de las aplicaciones, DGA para climas fros, MDEA para

remocin selectiva de H2S, y procesos de solvente fsico para remocin de

sulfuro orgnico. Calcular las presiones parciales del H2S, CO2, RSH y otros

gases de azufre orgnicos usando la presin de la torre y la composicin del

gas de entrada. Estimar la temperatura de la solucin de amina rica en el

fondo de la torre de contacto. Esta es generalmente de 20 a 40 F ms

caliente que el gas de entrada. Calcular las cargas de equilibrio para el H2S,

CO2, RSH, etc. en la solucin de amina rica. Esto requiere datos de solubilidad

que pueden hallarse en manuales de fabricantes, en el GPSA, en el Dow Fact

Book, etc. All se encuentran los datos para la mayora de las soluciones de

amina y tienen en cuenta el efecto interactivo de la absorcin del H2S y CO2 y

viceversa.

Casi todos los datos de solventes fsicos son propiedad de alguien. En el GPSA

puede hallarse datos para interpolar las temperaturas. Suponer una

aproximacin al equilibrio y determinar los recobros para H2S, CO2, RSH,

etc. Las soluciones mixtas son ms complejas porque tanto la amina como los

solventes fsicos deben ser considerados separadamente, y tambin las

interacciones entre esos absorbentes. La carga rica tpica es de alrededor del

80 % de la concentracin de equilibrio y la carga pobre (regenerada, mol gas

cido/mol amina) es de 0.05 a 0.1 para aminas primarias, 0.03 a 0.05 paraaminas secundarias y tan bajo como 0.005 para solventes especiales basados

en MDEA. Calcular la tasa de circulacin de amina a partir de la remocin y

el contenido de gas cido del gas agrio.

Calcular los calores de reaccin y solucin para todos las extracciones de

gas. Usar los datos de la Tabla 3 y las tablas del GPSA Data Book (1987).

Estimar la temperatura de alimentacin de la amina pobre 100 a 130 F y

la temperatura de salida del gas dulce 15 a 30 F ms caliente que el gas deentrada y/o 0 a 15 F por arriba de la amina pobre.


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Hacer un balance de calor alrededor de la torre de contacto. Verificar todas las

suposiciones.

Caso contrario se requiere otra iteracin.

Puede Obtenerse un estimado rpido de la tasa de flujo para soluciones

tpicas de MEA, DEA, DGA y MDEA, usando la siguiente ecuacin, de Khan &

Manning , 1985: Caudal de circulacin (gpm) = K (MMscfd)(Porcentaje molar

de gas cido quitado)

Sistema de absorcin .

El sistema de procesamiento de gas a alta presin consiste en un depurador de

entrada, una torre de contacto y un separador de salida.

El depurador o separador de entrada quita los baches y gotas de hidrocarburos

condensados, agua producida, inhibidores de corrosin y qumicos de los

tratamientos de los pozos que vienen con la corriente de gas agrio. Debe estar

colocado tan cerca como sea posible del contactor de amina. Puede ser

complementado, pero nunca reemplazado, por un depurador integral colocado

dentro de la torre absorbedora. Los lquidos de acarreo son la fuente ms

comn de contaminacin para todos los procesos de endulzamiento.

La mayora de las torres absorbedoras usan platos para contactar el gas

agrio con la solucin de amina. Sin embargo se usan tambin las columnas

empacadas para pequeas aplicaciones. El diseo normal son 20 platos tipo

vlvulas, con una almohadilla atrapa-nieblas por encima del plato superior. El

espaciamiento tpico entre platos es de 18 a 24 pulgadas, y la distancia entre el

plato superior y demister es de 3 a 4 pies.

Algunos contactores tienen un lavado de agua que consiste de dos a cincoplatos por encima del plato de alimentacin de la amina. Esto elimina el acarreo

de amina, a la vez que aade agua a la preparacin de manera conveniente, y

se usa a menudo en unidades de MEA a baja presin.

El mejor modo de monitorear el comportamiento del absorbedor y de detectar

el espumamiento es por medio de una celda de presin diferencial conectada a

la entrada y a la salida del gas. En ese caso debe incluirse las

correspondientes conexiones.


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El rea transversal del contactor se dimensiona para las tasas de flujo de gas

y amina.

Verificar el punto de roco a los hidrocarburos en el contactor, tanto a las

condiciones de salida como a las de entrada. Recordar que el punto de roco

aumenta a medida que se va quitando los gases cidos, y la condensacin de

los hidrocarburos es una de las causas que producen excesivo espumamiento.

Verificar si hay condensacin retrgrada en la torre absorbedora. La

condensacin de los hidrocarburos puede resultar de una elevacin de

temperatura o de una cada de presin en el contactor. El separador de salida

quita cualquier acarreo de lquidos del gas dulce y previene la contaminacin

del equipamiento aguas abajo. Tambin sirve para detectar espumamiento

excesivo en el contactor.

Sistema de regeneracin.

El sistema de regeneracin consiste de un tanque flash, intercambiador de

calor amina pobre/ amina rica, columna destiladora de despojamiento, filtros del

rehervidor y enfriador areo. Tambin hay reflujo, elevadores de presin y

bombas de circulacin. Y las aminas primarias requieren un recuperador. La

solucin de amina absorbe HC como tambin los gases cidos en la torre de

contacto. Estos se flashean cuando se reduce la presin.

El tanque de flasheo (o vaporizacin) provee el tiempo de residencia para esta

separacin de gas de la solucin de amina rica. La absorcin de HC depende

de la composicin de entrada y de la presin.

Para un gas cido pobre, la regla es de 2 scf/gal. Se recomienda tiempos de

residencia de 10 a 15 minutos para una unidad de dos fases, y de 20 a 30minutos para recipientes trifsicos. Cuando se usa el gas de flasheo, que

contiene H2S como combustible, hay que tratarlo con la amina pobre. Una

pequea torre empacada instalada encima del tanque de flasheo es suficiente

para este propsito.

El intercambiador de calor amina rica/ amina pobre precalienta la solucin de

amina rica y reduce los requerimientos de calor del rehervidor. Tambin enfra

la amina pobre y reduce el servicio del enfriador areo. Se usa tanto losintercambiadores de tubo y coraza como los de bastidor y placas.


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Generalmente la solucin rica va por el costado del tubo con una velocidad de

entrada de 2 a 4 pies / seg, para reducir la corrosin. El cambio de temperatura

para ambas corrientes est entre 70 a 100 F y la presin cae de 2 a 5 psi. Es

prctica comn usar dos o ms intercambiadores en serie para acomodar un

cruce de temperaturas; por ejemplo: la salida de la amina rica est ms caliente

que la salida de la amina pobre. Al igual que el absorbedor, la columna de

destilacin o despojamiento es de platos, o empacada. Puede usarse el mismo

procedimiento para disearla. Un diseo normal consiste en 20 platos

enrejados en V, espaciados 24 pulgadas. Esto equivale entre 7 a 10 platos

tericos cuando la eficiencia de los platos es de 40 a 50 %.Los platos se

disean para tasas de lquidos e inundacin por chorros de 65 a 75 %, con un

factor de espuma de 0.75

El condensador de reflujo y el enfriador de amina son enfriados por aire,

intercambiadores de calor de tiro forzado con persianas automticas para

control de temperatura. Aadir un factor de seguridad del 10 % al servicio de

calor. Hasta una tasa de amina de 200 gpm, ambos servicios pueden estar

combinados en una estructura con un ventilador comn. Se aconseja la

recirculacin del aire cuando se espera que la temperatura ambiente est por

debajo de 10 F. A menudo se necesita un enfriador preparado para usar

agua, para la corriente de amina pobre.

El acumulador de reflujo separa el reflujo o agua condensada de los gases

cidos saturados en agua. El agua se devuelve al despojador y los gases

cidos se los enva a la antorcha o a una unidad de recuperacin de azufre.

Generalmente se incluye un almohadilla deshumificadora, y algn medio para

medir la tasa de reflujo.

Establecer la relacin de reflujo, es decir, moles de agua que vuelven aldestilador a moles de gases cidos que dejan el condensador de reflujo. Esto

vara desde 3 para las aminas primarias y bajas relaciones CO2 / H2S a 1.2

para aminas terciarias y altas relaciones CO2 / H2S.

Los rehervidores de amina ms pequeos son calentadores de fuego directo

que usan gas natural. La superficie del tubo de fuego se basa en un flujo de

calor de 6500 a 8500 Btu/ hr pie2, para mantener la temperatura de la pared

del tubo por debajo de 300 F. Los rehervidotes ms grandes usan haces de


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vapor o de aceite caliente. Se produce menos corrosin con los diseos tipo

tetera (kettle) que con los de termosifn.

Se necesita un tanque de compensacin que pueda mantener unos 10 a 15

minutos de flujo. Generalmente es una extensin del rehervidor de tubos de

fuego para pequeas unidades, y un recipiente separado para sistemas ms

grandes.

Los requerimientos del rehervidor son: 1) calor para llevar la solucin de amina

cida a su punto de ebullicin

2) calor para romper las ligaduras qumicas entre la amina y los gases cidos;

3) calor para vaporizar el reflujo

4) carga de calor para el agua de preparacin

5) las prdidas de calor del rehervidor y de la destiladora. Se necesita un factor

de seguridad de 15 a 20 % para empezar. Tambin es necesario medir la

entrada de calor (o el calor que hay que producir).

Los requerimientos de calor y reas de transferencia del equipo de

regeneracin pueden estimarse a partir de las tasas de circulacin de la amina.

Recuperador

Las aminas primarias requieren una regeneracin adicional, es decir, una

destilacin semicontinua en un recuperador, Figura 5. Al comienzo el

recuperador se llena hasta los dos tercios con amina pobre y un tercio con una

base fuerte tal como un carbonato o hidrxido de sodio al 10 % en peso. El

calor destila la amina y el agua dejando los contaminantes en el recuperador.

Una corriente deslizante de 1 a 3 % de la tasa de flujo de la amina pobre se

introduce continuamente. Se aade la base necesaria para mantener el pH en

12. La temperatura del recuperador sube a medida que se acumulan los

contaminantes, y la operacin se detiene a una temperatura predeterminada300 F para la MEA para limitar la degradacin trmica de la amina.

Filtros

Se necesita tanto los filtros mecnicos para partculas como los filtros de

carbn activado para hidrocarburos pesados y productos de degradacin de la

mina. Es mejor instalar filtros en ambas lneas de amina, la rica y la pobre, pero

es ms costoso. Un filtro mecnico en la lnea de amina rica, justo despus del

tanque de flasheo, previene el taponamiento en el intercambiador de calor deamina rica/ pobre y en el destilador.


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El filtro mecnico debe soportar el flujo total y sacar 95% de las partculas de

10 micrones o mayores. Para unidades grandes con altas tasas de circulacin,

una corriente deslizante puede que sea ms prctica.

El filtro de carbn est dimensionado para 10 a 25 % de la tasa de

circulacin. Usar carbn de piedra, duro (charcoal), con una malla tamao 5 a

7. Para gases muy ricos es aconsejable un filtro de carbn en ambas lneas,

rica y pobre.

Bombas

El elevador de presin (booster) de la amina y las bombas de reflujo son

centrfugas, y estn preferiblemente en lnea o colocadas horizontalmente. Se

recomienda una capacidad de relevo del 100 %

La seleccin de la bomba de circulacin depende de la presin del contactor y

de la tasa de circulacin de amina. Incluir una capacidad de relevo 50 a 100 %.

Se prefiere a las bombas reciprocantes, como norma, pero se usa bombas

centrfugas para bajas presiones. ej. 100 psig. Se usa bombas horizontales

multietapas, centrfugas para altas presiones (700 psi) o tasas de circulacin

elevadas (300 gpm)

Al dimensionar y fijar el caudal de las bombas, usar una presin de succin

positiva baja, de 3 a 10 psig. Los tamaos de los motores pueden ser

estimados a partir de la tasa de circulacin de aminas.

Panel de Control

El panel de alarma y parada puede ser electrnico o neumtico. En ambos

casos, ya sea por una mala funcin del proceso o por seguridad, se cierra la

unidad, suena la alarma y se indica la condicin responsable del evento.

Como mnimo, lo siguiente debera disparar las paradas de planta:

Materiales de ConstruccinHay autores que han revisado los tipos de corrosin que se producen en las

plantas de tratamiento. Ellos son: corrosin general, galvnica, grietas,

puntitos, intergranular, lixiviacin selectiva, erosin y rotura por tensiones de

corrosin. Esto ltimo es importante porque las corrientes de gas que contienen

sulfuro de hidrgeno hacen que los metales se rompan por tensiones de

sulfuros. Los aceros al carbn se tornan susceptibles cuando la presin parcial

del H2S excede 0.05 psia a las presiones del sistema por arriba de 65 psia.


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Adems de la corrosin por H2S es bueno tener en cuenta otros factores, como

ser: 1. Corrosin por CO2, especialmente cuando la temperatura de la amina

rica excede los 150 F. Se recomienda limitar las concentraciones de amina y

usar inhibidorres de corrosin.

2. Corrosin electroltica, debido a la presencia de metales no parecidos en

ambiente acuoso.

3. Corrosin por oxidacin debido al oxgeno libre en el agua de preparacin y

las corrientes de gas de alimentacin.

Las siguientes recomendaciones ayudarn a conseguir una vida adecuada y

buena resistencia a la corrosin cuando se selecciona materiales para este tipo

de procesos.

1. Aliviar de tensiones a todos los recipientes a presin, intercambiadores de

calor, si es que son de tubo y coraza, rehervidores, enfriadores, cabezales y

tuberas en servicio de amina rica o de gas agrio.

2. Inclur una tolerancia a la corrosin de 0.0625 pulgada para recipientes de

presin segn el cdigo ASME, y 0.05 pulgadas para tuberas. Los equipos de

acero inoxidable no requieren de tolerancia a la corrosin.

3. Para corazas, cabezales y partes externas: Usar acero al carbn con una

condicin como si estuviera soldado de mxima dureza RC-22.

4. Para las partes internas tales como deflectores, pestaas y abrazaderas:

Usar acero al carbn compatible con los materiales de corazas y cabezales.

5. Partes internas tales como extractor de nieblas, calotas de burbujeo,

vlvulas, pernos y partes sujetas a altas velocidades, usar acero inoxidable del

tipo de bajo carbn, serie 300 o 400, cuando va a ser unido por soldadura o

alguna otra unin no removible.

6. Los tubos y las hojas de los tubos: Usar aceros al carbono por debajo de 150 F. Considerar aceros inoxidables, serie 300, por encima de 150 F.

7. Usar aceros al carbono para los tubos de fuego en rehervidores de fuego

directo.

8. Bombas de alta presin por encima de 200 psig- usar acero al carbono o

hierro dctil en la carcasa o en los extremos donde pasa el fludo, con aceros

inoxidables, series 300 y 400 para las parte internas.


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9. Bombas de baja presin por debajo de 200 psig- usar hierro dctil en la

carcasa o en los extremos donde pasa el fludo, con aceros inoxidables, series

300 y 400 para las parte internas.

10. El hierro dctil en los impulsores de las bombas centrfugas da resultados

satisfactorios Considerar impulsores de acero inoxidable serie 300 para

temperaturas de bombeo porencima de 150 F, o para aminas ricas.

11. Vlvulas y tuberas: Usar acero al carbono. Evitar vlvulas de hierro fundido

o dctil por la falta de resistencia al impacto y fortaleza a las tensiones. Usar

acero inoxidable para la lnea de alimentacin al destilador, la lnea superior del

destilador, los tubos del condensador de reflujo y los platos superiores del

destilador.

12. Dimensionar todas las tuberas de amina para bajas velocidades, ej. 2 a 5

pies/seg. Evitar usar bridas desmontables y otras tcnicas de fabricacin que

proveen cavidades que pueden alojar la solucin corrosiva de amina. Usar

sellos soldados para llenar todas las aberturas y boquillas, ej. los anillos de

soporte de los platos.

13. Se recomienda celdas de presin diferencial para monitorear el flujo de

amina.

Winterizacin: Aclimatacin

Las unidades de amina deben ser aclimatadas para climas fros. Esto incluye:

1. Aislacin extra para el equipo ya aislado, y aislacin del equipo que

normalmente no se asla, ej: la torre del contactor.

2. Persianas de recirculacin de aire en los intercambiadores de calor enfriados

por aire.

3. Rastrear el calor en la tubera de amina y puntos estancados, por ejemplo en

los medidores de nivel, cajas de flotadores externas, conmutadores ycontroladores. El calor puede ser generado por electricidad, vapor, aceite

caliente o glicol caliente.

4. El diseo de la fundacin debe tener tolerancias para proteccin por heladas,

para prevenir el movimiento.

5. Algunos fabricantes prefieren erigir una construccin alrededor del equipo.

De ese modo, solamente el equipo no cubierto (las torres) necesitan proteccin

especial.Operacin


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Como las plantas de aminas son mucho ms difciles de operar que las plantas

de bacheo, o tandas, es importante seguir todos los pasos de ensamblado,

arranque y puesta en marcha y procedimientos de operacin. Debe seguirse

estrictamente el proceso de verificacin de la planta antes de comenzar a

operar. Esto incluye instalacin, funcionamiento, y acopio de materiales de

repuestos de diversa ndole como tambin la calibracin de los instrumentos de

presin, flujo, temperatura y nivel. Probar la alarma y los artefactos de

seguridad.

Verificar el ensamblaje de la planta. Usar los diagramas de flujo de Procesos e

Instrumentos para estar seguros de que todos los recipientes, vlvulas,

instrumentos, etc, estn rotulados: tubos de interconexin, tuberas, y cablero

estn limpios y correctamente instalados, y que todas los cables conductores

que van al panel de control estn funcionando. Probar a presin los recipientes,

tuberas, etc., usando agua o gas limpio. Reparar las fugas.

Limpieza de la unidad de amina:

La limpieza remueve los aceites protectores, grasa de vlvulas, incrustaciones

del maquinado, herrumbres y otros contaminantes que pueden ensuciar la

solucin de amina. El procedimiento de lavado es muy similar al arranque y

operacin real. Las unidades nuevas requieren un lavado con cenizas de soda

o soda custica y un enjuague con agua deionizada. Las unidades usadas

tambin necesitan un lavado cido para quitar la herrumbre y las incrustaciones

de sulfuros

Desempeo

Las claves para una operacin exitosa son: sentido comn, conocimiento de la

operacin de la planta y llevar un buen registro. Esto ltimo incluye:

1. Condiciones del gas de entrada, es decir: temperatura, presin y tasa deflujo, por lo menos una vez al da.

2. Contenido de gases cidos de la alimentacin y de la salida, diariamente

durante las dos primeras semanas, y luego al menos semanalmente. Un

anlisis semanal de la amina.

3. Presiones y temperaturas diarias del contactor de amina, destilador de

amina, acumulador de reflujo y rehervidor de amina.

4. Cada de presin diaria en los filtrosAnlisis de la amina:


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El color de la solucin regenerada puede proveer bastante informacin:

1. Pajizo o marrn claro: buena condicin y bien regenerada

2. Verde: partculas de FeS muy finas (menos que 1 micrn). Las partculas

ms grandes de FeS son negras, y decantan.

3. Azul o verde: cobre o nquel. Los xidos de cobre reaccionan con la MEA

para formar un complejo azul real.

4. Ambar, rojo oscuro: compuestos de hierro formando complejos con la amina.

5. Rojo o marrn: ya sea productos de oxidacin o degradacin trmica. Las

aminas primarias pueden oler como amonaco.

Puede usarse los siguientes anlisis para determinar la condicin de la amina.

Para procedimientos e interpretacin, consultar el libro Dow Gas Conditioning

Fact Book .

1. Titulacin de la alcalinidad: concentracin de aminas

2. Cromatografa de gas: amina libre, productos de degradacin, gas cido.

3. Nitrgeno total y primario

4. Cargas de gas cido: H2S, CO2

5. Karl Fischer: contenido de agua

6. Anlisis elemental: Fe, Cl, Al, Cu, Na, etc

7. Espuma: extensin y estabilidad.

Prdidas de aminas:

Hay dos tipos de prdidas diarias: aquellas que son parte integral del proceso y

aquellas debidas a fugas, derrames y mal manejo. Infortunadamente estas

ltimas son a menudo las prdidas principales. Tambin hay trastornos (ej.

espumamiento en el absorbedor) y contaminacin (ej: el separador de entrada

arroja el agua producida en el absorbedor). Estas prdidas pueden ser

considerables, especialmente cuando hay que reemplazar la solucin deamina. Las prdidas principales en el proceso pueden ser:

1. Gas dulce del absorbedor: la MEA es lo suficientemente voltil como para

producir prdidas de 0,45 lb /MMscf de gas procesado. Las otras aminas, DEA,

DGA, DIPA y MDEA son mucho menos voltiles, por lo que las prdidas

pueden ser 0.02 a 0.03 lb/MMscf.-

2. Acarreo desde el absorbedor: Esto hace un promedio de 0.5 a 3.0 lb/MMscf .

Esta prdida puede reducirse operando el absorbedor a menos de 70% de lavelocidad de inundacin e instalando un extractor de niebla (demister) en el


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tope de la torre. Dos platos de lavado por agua por encima de los platos de

amina son muy efectivos.

Consumo de amina :

Para un sistema bien diseado con pocos desarreglos de promedio, est bien

con 2 lb/MMscf para las soluciones de DEA, DIPA y MDEA. Las prdidas para

la MDEA son de cerca de 3 lb/MMscf debido a su volatilidad y a la

recuperacin. Las prdidas para la DGA son intermedias.

Agua de preparacin: Esta reemplaza las prdidas operativas del absorbedor-

el gas dulce est ms caliente y por lo tanto ms hmedo que el gas agrio- y el

gas extrado desde el condensador de reflujo. Para pequeas unidades es

suficiente con adiciones peridicas. Se recomienda una adicin continua para

unidades ms grandes, especialmente cuando la tasa de gas cido es alta.

Esta preparacin puede estar combinada con el reflujo al despojador o

alimentada a los platos de lavado en el tope del absorbedor.

El agua de preparacin puede contener contaminantes que se acumulan en la

unidad, y causar espumamiento, corrosin, taponamiento y ensuciamiento. El

agua de preparacin debe reunir las siguientes especificaciones: 20 ppm

cloruros, 100 ppm TDS, 50 ppm de dureza total, 10 ppm sodio/potasio, y 10

ppm de hierro.

OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.Existen otros procesos regenerativos (adems de los de alcanolaminas ysoluciones mixtas), adsorcin y membranas. Las propiedades nicas de lossolventes y de las membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo parasituaciones especiales con requerimientos especficos (ej. offshore). Se lospuede clasificar en:1. Solventes fsicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flor

2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot,Catacarb, Benfield y Gianmarco- Vetrocoke.3. Oxidacin directa a azufre , como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-Cat, Instituto Francs de Petrleo, etc.4. Adsorcin ej: tamices moleculares5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace MembranesInternational Permeation, y Monsanto.Ventajas1. El tamao del equipo y los costos son ms reducidos, en general.2. Cargas de gas cido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presionesparciales del gas cido, y tasas de circulacin reducidas, como en los solventes

fsicos.


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3. Regeneracin sin calor, como en los solventes fsicos, o sin regeneracin,como en las membranas.4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en lassoluciones de carbonato de potasio.5. Eliminacin de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidacin

directa.6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados deCO2 (por encima de 50%, de forma econmica), como las membranas.7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o slo con compresin,como en las membranas.8. Deshidratacin simultnea del gas, como en los solventes fsicos y tamicesmoleculares.Desventajas1. Los diseos de procesos ms complejos a menudo se limitan a unaaplicacin especfica. Costos de ingeniera ms altos.2. Algunos solventes fsicos absorben cantidades significativas dehidrocarburos ms pesados, los cuales se pierden, a veces. 3. Algunossolventes fsicos son caros y muy corrosivos a los elastmeros usados ,comoasientos y sellos en las vlvulas e instrumentos.4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol,Rectisol, Purisol, Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt.5. Los separadores de membranas son caros.Solventes FsicosSon lquidos orgnicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones ytemperaturas ambientes o ms bajas. La regeneracin se hace por vaporizacin a presin atmosfrica, y a veces con vaco; generalmente no seusa calor. Los diagramas de flujo bsicos son similares a los procesos conalcanolaminas.El solvente fsico debe ser de baja viscosidad (bajo derretimiento),qumicamente estable, no txico, no corrosivo, selectivo para el gascontaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la presinparcial del gas cido, o sea, se aplica la ley de Henry.SelexolEste mtodo fue desarrollado por la Allied Chemical Company, y su usoprimario es para corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintticos.Se lo usa en muchas instalaciones para remocin en masa de CO2 y ahoraltimo para remocin simultnea del H2S. Es una mezcla de dimetil teres de

glicoles de polietileno, generalmente desde el trimero hasta el hexmero. Es notxico, alto punto de ebullicin, puede usarse en equipos de acero al carbono, yes un excelente solvente para gases cidos, otros gases sulfurosos,hidrocarburos pesados y aromticos.El gas de entrada se mezcla con el solvente rico de la torre de contacto, se loenfra y se lo separa antes de entrar al contactor. Siguiendo al separador haycuatro flashes: un primer flash a alta presin, necesario para recuperar elmetano co-absorbido. El segundo es un flash a presin intermedia, donde elCO2 es liberado a presin elevada. El tercero es un flash a presin atmosfricay el cuarto, al vaco. El flash intermedio suelta el CO2 a presin elevada, desdela cual puede ser expandido para que ceda poder de refrigeracin, o desde la

cual puede ser recomprimido para inyeccin en el reservorio. El flashatmosfrico sirve para reducir la carga del flash al vaco.


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Con absorcin a 1000 psia y un flasheo al vaco de 5 psia, el nivel de CO2 enel producto final es de 1 %, un contenido muy apropiado para la mayora de losprocesos de purificacin del gas natural. Niveles ms altos, como 2,3 o 5% seobtienen por flasheo a presiones mayores.

A presin atmosfrica el nivel de CO2 es de alrededor de 3.5 %. El quitar y

expandir el CO2 simultneamente produce un enfriamiento significante. Un 30% de CO2 en el gas de alimentacin a 1000 psia generalmente suministrasuficiente enfriamiento para rebajar el calor del bombeo y del abatimiento depresin, compresin, la radiacin solar y las diferencias de temperatura entre laalimentacin y el producto de salida. Se necesita refrigeracin si una cantidadconsiderable de CO2 no se flashea, porque se la inyecta de nuevo en unreservorio.Note que el Selexol tambin absorbe los hidrocarburos ms pesados. Paracorrientes de gas rico se previene que tenga lugar esta extraccin mezclandocon agua para formar una fase de hidrocarburos. Luego esta agua debe ser quitada, lo cual requiere calor.RectisolEste proceso ha sido desarrollado por las compaas alemanas Lurgi y Linde.El solvente en este proceso es Metanol, cuya alta volatilidad requiere que latorre de contacto est a muy bajas temperaturas, por ejemplo de 0 a 70 F.Esto limita su aplicabilidad a corrientes de gas natural muy livianas. Se lo usamayormente para tratar gases de sntesis en Europa, y el rango de aplicacinest entre 30 a 100 F. Existen procesos adicionales incluyen recuperar hidrocarburos de las corrientes de H2S y CO2PurisolEl solvente Lurgi Purisol es un n-metil-2-pirrolidona, tambin conocido comoNMP o MPyrol. Es un solvente excelente para H2S, CO2, H2O, RSH,hidrocarburos y desgraciada mente muchos elastmeros. Tambin es muyselectivo hacia el H2S. Tal como el Rectisol, se lo usa para tratar gasessintticos en Europa.Solvente Fluor Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSHdel gas natural.No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre puedenreducirse a 4 ppm o menos. Adems puede quitar agua de las corrientes degas natural. Es decir, en un solo paso es posible acondicionar y deshidratar elgas a especificaciones de gasoducto.

Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol pararemocin en masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % deCO2.El carbonato de propileno tiene muchas ventajas que lo hacen apropiado comosolvente para gases cidos:1. Bajo calor de solucin para el CO22. No es corrosivo hacia metales comunes3. Baja presin de vapor a temperaturas de operacin4. Baja viscosidad5. Alto grado de solubilidad para CO2 y otros gases6. Qumicamente no reactivo hacia todos los componentes del gas natural

7. Baja solubilidad para hidrocarburos livianos (C1, C2)


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Esas caractersticas disminuyen los requerimientos de bombeo y de calor,disminuyen los problemas de corrosin y no hay grandes prdidas de solventeen la operacin ( menos de 1 lb /MMscf). Sin embargo el sistema requierediseos especiales, como absorbedores ms grandes, y tasas de circulacinms altas para obtener la calidad de las especificaciones de gasoducto, por lo

que generalmente no es econmicamente tan aplicable.Un diagrama de flujo tpico con regeneracin, consiste en dos etapas deflasheo. El primer gas de flasheo contiene la mayor parte de los hidrocarburos yes comprimido y reciclado. El segundo flash conduce la turbina de expansin.Las mejores aplicaciones son para gases livianos con una presin parcial por encima de 60 psi. Temperaturas del solvente por debajo de la ambientereducen la tasa de circulacin y el tamao del equipo. Si se expande el CO2flasheado se puede conseguir la necesaria refrigeracin.Soluciones de Carbonato de Potasio calienteEn los aos cincuenta fue desarrollado el proceso original Hot Pot por elBureau of Mines de U.S. Las mejoras continuaron como ser, uso decatalizadores para aumentar las tasas de reaccin, inhibidores de corrosin,etc, todo lo cual result en procesos patentados (Catacarb y Benfield). Sinembargo la mayora de las aplicaciones son para gases sintticos ms bienque para gas natural. Varios procesos quedaron en el pasado, y muchos estnen revisin por consideraciones ambientales debido a las nuevas leyes envigor, mucho ms restrictivas que antes. Por ejemplo, el proceso Gianmarco-Vetrocoke , usado ampliamente en Europa, tiene problemas ambientalesdebido a los catalizadores de arsnico.Los procesos de carbonato de potasio usan soluciones inorgnicas acuosasque contienen 25 a 35 % en peso de K2CO3. La absorcin es qumica, y nofsica.La solucin Catacarb contiene boratos metlicos, lcalis y un inhibidor decorrosin. El proceso Benfield tiene un aditivo que es un xido de vanadio.

Ambos producen cargas de gas cido ms grandes, tasas de circulacin msbajas, equipos ms pequeos y menor mantenimiento.Los rasgos ms salientes de estos procesos son:1. Las reacciones qumicas son especficas para el CO2 y el H2S y a latemperatura de contacto la solubilidad de los otros gases es despreciable.2. Los calores de reaccin que absorben CO2 y H2S son alrededor de la mitadde lo que se necesita para alcanolaminas, reduciendo los requerimientos decalor comparativamente 0.6 a 0.8 lb de vapor por galn de solucin circulada.

3. La remocin completa del H2S requiere la presencia del CO2. El COS y elCS2 se sacan por hidrlisis pasndolos a H2S y CO2. Los mercaptanos sondifciles para sacar 4. Las recuperaciones de gas cido de 4 a 8 scf/gal son alcanzables. No sepuede obtener cargas ms altas porque la absorcin en este caso es qumica,lo cual es ms limitado.Procesos de conversin directa:Consideraremos slo los procesos usados para quitar H2S del gas natural.Esto elimina lo que se llama la limpieza del gas de cola, donde dos moles deH2S se los hace reaccionar con un mol de SO2.El esquema bsico usa reacciones de xido-reduccin. El H2S es absorbido en

una solucin alcalina que contiene transportadores de oxgeno, y es convertidoa azufre elemental.


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La solucin se regenera por aire la cual tambin acta como agente deflotacin para el azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el taln de

Aquiles de estos procesos. La recoleccin y remocin del azufre es difcil, y eltaponamiento de las lneas es la causa comn de las paradas de planta.El proceso Stretford , patentado por la British Gas Corporation, ha sido

ampliamente usado.La solucin absorbente es una solucin diluda de Na2CO3, NaVO3 y cidodisulfnico antraquinona (ADA). Las reacciones se efectan en cuatro pasosdel proceso, no son afectadas por presin y toleran temperaturas hasta 120 F.La solucin es no corrosiva. La solucin oxidada se entrega desde un tanquede bombeo al tope de la planta absorbedora, donde se contacta encontracorriente con el gas. La solucin reducida fluye hacia un tanque deflasheo al terminar el recorrido por el contactor. Los hidrodrocarburos gaseososque se han disuelto en la solucin se flashean, y la solucin fluye hasta la parteinferior del recipiente de oxidacin. All se la vuelve a oxidar con el paso de unacorriente de aire, y se la enva al tanque de bombeo. El azufre es llevado hastael tope del oxidador por medio de una espuma creada por la aireacin de lasolucin, y pasa a un espesador, en donde se trata de aumentar el peso delmismo, y desde ah se lo enva a procesos de recuperacin.El proceso Claus, usado para tratar corrientes de gas que contienen altasconcentraciones de H2S, es otro de los procedimientos de conversin directa.La qumica de las unidades involucra oxidacin parcial del sulfuro de hidrgenoa dixido de azufre, y azufre elemental.En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando lacorriente gaseosa cida en un horno de reaccin. Este SO2 es la carga para lasiguiente etapa, la fase de reaccin cataltica. Puede haber mltiples etapaspara lograr una mejor conversin del H2S. Luego de cada etapa haycondensadores para separar y condensar los vapores de azufre de la corrienteprincipal. Pueden lograrse eficiencias de conversin de 94 a 95% con dosetapas, y hasta un 97 % con tres etapas.El gas efluente se quema o se enva a otra unidad de tratamiento, para tratar elgas de cola, como se le llama, antes de ser expulsado a la atmsfera.El proceso IFP , patentado por el Instituto Francs de Petrleo, consiste enhacer reaccionar H2S con SO2 para producir agua y azufre. La reaccin totales: 2 H2S + SO2 2 H2O + 3 SLos gases mencionados se mezclan y luego se los contacta con un lquidocataltico en una torre de relleno. El azufre elemental se recupera en el fondo

de la torre. Parte de este azufre se quema para producir el SO2 necesario parasacar el H2S. La variable ms importante del proceso es la relacin H2S a SO2en la alimentacin. Esto es controlado por analizadores para mantener eldesempeo del sistema.El proceso Lo Cat usa una solucin extremamente diluda, de 0.15 a 025 % enpeso de quelados orgnicos de hierro en agua para convertir el H2S en agua yen azufre elemental. La solucin se amortigua con KHCO3 formado por reaccin del CO2 de la corriente de gas con el KOH de la frmula. Lasunidades de Lo Cat pueden usarse para limpieza de los gases de cola quequedan despus de someter al gas natural a otros tratamientos.-El Sulferox es otro proceso, que tambin est basato en quelatos de hierro.

Las dificultades con el barrido de hierro soluble incluyen precipitacin delhidrxido frrico bajo condiciones alcalinas. y del sulfuro de hierro de la


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solucin cida, de modo que el control de pH es crtico. Otro problema es quelos quelatos corroen el acero al carbn. Se necesita acero inoxidable.Por las razones expuestas estos procesos y otros parecidos, no hanprosperado mucho.Procesos de adsorcin

Se llaman as los procesos por los cuales las molculas de lquidos o gasesquedan retenidas en la superficie de los slidos. Esta retencin puede ser unareaccin qumica, condensacin capilar, fuerzas intermoleculares o unacombinacin de todas. Su mayor aplicacin es en la deshidratacin del gasnatural, especialmente como un primer paso en la recuperacin criognica delquidos del gas natural.Los tamices moleculares de zeolitas son los adsorbentes ms adecuadospara H2S, CO2, RSH, etc. Son no txicas, no corrosivas y estn disponibles entamao de poros quevan desde los 3 a los 10 angstroms. Los tamaospequeos adsorben H2S, pero son muy pequeas para los mercaptanos mspesados. Los tamaos mayores se usan para remocin total de los sulfuros.Los tamices moleculares adsorben solamente molculas polares. Entre loscontaminantes comunes del gas natural el H2O es la adsorbida con mayor fuerza, seguida por los mercaptanos, el H2S y el CO2, en ese orden. Debido aque los componentes con una afinidad mayor por la adsorcin desplazarn alos componentes menos estrechamente mantenidos, se puede obtener laremocin selectiva de los contaminantes de azufre hasta muy bajasconcentraciones en el efluente, de 0.01 gr /100 scf Separacin por MembranasLa separacin por membranas es el desarrollo ms reciente y a pesar delreceso econmico, su uso sigue aumentando. Su mayor uso ha sidoseparacin de H2 a partir del amonaco, NH3, y separacin de CO2 de losgases de refinera.La separacin del gas tiene lugar sobre una base molecular, por lo que debeusarse delgadas pelculas, sin poros. La permeacin a travs de la pelcula noes filtracin: es porcin en el lado de alta presin, difusin a travs de lapelcula, y desorcin en el lado de baja presin.Las membranas consisten en una pelcula de polmero ultra delgado sobre lasuperficie de un delgado sustrato poroso. Dependiendo del diseo, o lacubierta, o el sustrato controla la tasa de permeacin de la pelcula compuesta.Hay dos configuraciones bsicas: enrolladas en espiral, como las marcasSeparex y Grace, y las fibras ranuradas, como las marcas Prism y duPont . La

Figura 1 ilustra la construccin de un separador estilo espiral: consiste encapas sucesivas de canales de flujo del gas de alimentacin, membrana deseparacin, canal de flujo permeable, y membrana de separacin enrolladaalrededor de un tubo permeado axialmente. Al paquete se lo ubica dentro de unrecipiente a presin cilndrico para formar un elemento que es generalmente de4-8 pulgadas de dimetro exterior por 4 a 5 pies de largo. Los elementos secombinan en paralelo y/o en serie para formar el paquete separador. Paraestas membranas, una cubierta de acetato de celulosa densa, no porosa, esgeneralmente la camada activa, o controladora de la permeacin.Tambin existen separadores de fibras ranuradas. Las fibras son cilindrosranurados de menos de un mm de dimetro exterior, torneados desde el

material de control de separacin, generalmente un material polisulfonadocubierto con una capa de elastmero de silicona para proteccin. Las


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dimensiones tpicas de la pared son: un sustrato de hasta 300 micrones lacamada separadora es solo 500 a 1000 angstroms de ste- y uno a dosmicrones de recubrimiento. El manojo de fibras ranuradas que est sellado enun extremo, encaja dentro de una carcasa de acero. La unidad se parece a unintercambiador de tubo y coraza, La alimentacin y el gas de salida no

permeado estn en el lado de la coraza y el gas permeado est en el lado delos tubos. Las dimensiones tpicas son 4 a 8 pulgadas de dimetro y 10 a 20pies de largo.Caractersticas de las membranasLas membranas separan gases por la diferencia en las tasas a las cuales losgases se difunden a travs de la pelcula. Los gases ms rpidos se recogenen la corriente permeada y los gases ms lentos en la corriente no permeada.Existen tablas que muestran las tasas de permeacin para los dos tipos demembranas. Cuando la diferencia en los coeficientes de permeacin es grande,es posible una buena separacin de los gases, pero cuando la diferencia espequea, por ejemplo el H2S y el CH4, la separacin es difcil y cara porque senecesitan varias etapas. En cualquier caso la separacin no es completa: elgas permeado contiene algo del gas residual, y viceversa. Un gas dulcecorresponde a 4 ppm de H2S, un resultado no prctico considerando loscoeficientes de los dos gases. El gas seco (7 lb H2O / MMscf) corresponde a147 ppm. Esto se puede lograr pero el CH4 perdido con el agua es demasiadovalioso. La recuperacin involucra enfriar para condensar la mayor parte deagua, compresin a la presin de alimentacin, y recirculacin. Generalmenteesto es demasiado equipamiento para competir econmicamente con ladeshidratacin por glicol. La separacin del CO2 es mucho ms prctica.El gas residual puede contener 2 a 3 % de CO2, y el CH4 en el CO2generalmente no es un problema.

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURALIntroduccinLos contaminantes ms indeseables que se encuentran en el gas natural son elCO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrgeno (H2S), losmercaptanos (RSH), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc.Las especificaciones de transporte indican 4 ppmv, o bien 0,25 granos /100scf . (un gramo es igual a 15,4324 granos) El CO2 generalmente estcomprendido dentro del porcentaje de gases inertes junto con el nitrgeno,permitido entre un 2 a 3 % en total. En algunos casos, cuando hay procesos

criognicos que siguen al endulzamiento, la remocin del CO2 debe llegar a100 ppmv.- Hay ms de 30 procesos desarrollados para quitar los gasescidos. De acuerdo a los mtodos y productos utilizados, estos procesospueden clasificarse del siguiente modo:1. Procesos en tandas, o baches , como por ejemplo la esponja de hierro, oChemsweet o Sulfacheck, y la soda custica. Como no es posible recuperar elreactante, su uso se limita a quitar pequeas cantidades de sulfuros, ya sea enpequeos caudales o pequeas concentraciones de sulfuro de hidrgeno.2. Soluciones acuosas de aminas , como la monoetanolamina, dietanolamina,diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras.Como estas soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar

grandes cantidades de sulfuros, y tambin CO2 cuando es necesario.


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3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente fsico y agua), comolos procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandescargas de gas cido.4. Solventes fsicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Puedenregenerarse sin calor y secar, simultneamente el gas. Se usan mayormente

para remover el grueso del CO2 generalmente en las plataformas.5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot,Catacarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes qumicos parecidosa los solventes fsicos.6. Oxidacin directa o transformacin en azufre, como los procesos Stretford,Sulferox Lo Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.7. Adsorcin, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde oZeochem. Se usa a bajas concentraciones de cidos, y simultneamente sepuede secar el gas.8. Membranas, como las producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara(Dow Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. Son muyapropiadas para separaciones a granel de CO2, especialmente cuando laconcentracin en el gas es muy alta.Los procesos ms comunes son los de baches y el uso de aminas. Por debajode 20 libras/da, los procesos en baches son ms econmicos, y sobre las 100libras/da, se prefiere las soluciones de aminas.PROCESOS EN BACHES, TANDASLas condiciones del material que pueda absorber gases cidos son, que nosea caro, que tenga una alta capacidad para absorber H2S, que no seapeligroso, y cuyos residuos puedan ser desechados sin problemasambientales.Los procesos ms conocidos son Chemsweet, Sulfa-Check, soda custica, ypor supuesto, el ms conocido, el de esponja de hierro.Estos procesos tienen las siguientes ventajas :1. Remocin completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sinconsumo del reactante por parte del CO2, excepto para la soda custica.2. Inversin de capital relativamente baja comparado con procesosregenerativos.3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independientede la presin de operacin, lo cual da una gran versatilidad. 4. La remocin demercaptanos de pesos moleculares ms bajos es adecuada, en general.Las desventajas son:

1. Para una operacin ininterrumpida se requiere dos o ms torres contactoras,de modo que cuando una est trabajando, se est recargando a la otra, lo cualencarece el proyecto.2. La presencia de lquidos, ya sea por pobre separacin, o condensacin en latorre por cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro yproduce espuma.3. Pueden formarse hidratos a presiones ms altas, o temperaturas ms bajas.Esponja de hierro :Es el proceso ms antiguo y ms ampliamente usado. Consiste en torres cuyoslechos estn formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con xidofrrico hidratado (Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.

Estas astillas se cargan por el tope, a travs de la entrada de hombre y se vanolocando sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El


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gas a ser tratado entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante undistribuidor de entrada. A medida que va pasando por el lecho, vareaccionando con las astillas, y deja el proceso de endulzado por el fondo delrecipienteLas reacciones del proceso forman sulfuro frrico y mercptidos frricos:

Fe2O3 + 3 H2S = Fe2S3 + 3 H2OFe2O3 + 6 RSH = 2 Fe(RS)3 + 3 H2OEl flujo del gas es desde arriba hacia abajo, para evitar canalizaciones, y paraayudar al flujo descendente de cualquier condensado que se produjese.Muchos recipientes tienen toberas regadoras de agua sobre los lechos. Elsoporte del lecho son varias camadas de cribas de malla de alambre, sobr

59238272 Endulzamiento Del Gas Natural

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