Proceso de Des acidificación del Gas Natural

INTEGRANTES :

Parada Sandoval Luis Andrez

Lopez Quispe Alvaro Vicente

Chiri Montaño Julian

Mamani Llanque Freddy Cesar

Vedia Roger

Choque Barrera Ramiro

SUCRE - BOLIVIA

1.- IntroduccionEl gas natural es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables formada por una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano

• El gas natural se utiliza fundamentalmente como combustible

doméstico e industrial, pero también se emplea como materia prima para la producción de diversos compuestos de gran interés

Es por esto que para su purificación al ser extraído, es pasado por varios métodos, como el endulzamiento o desacidificación, con la finalidad de eliminar las impurezas del gas extraído del yacimiento.

El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

El Acido sulfhídrico (H2S) o sulfuro de hidrogeno es un gas muy corrosivo y extremadamente toxico que proporciona un riesgo muy grave para la vida humana.

La demanda del gas natural obliga a mejorar los procesos de endulzamiento, con el incremento de la producción de gas dulce y la disminución de los costos de operación

Problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2:

El CO2 disminuye drásticamente el poder calorífico del gas.

Promoción de la formación de hidratos.

Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y di sulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.

Las principales razones para remover los

contaminantes del gas natural son:

Seguridad del proceso que se realiza

Control del proceso de corrosión

Especificaciones de los productos producidos en un proceso

Impedir la formación de hidratos

Disminuir los costos del proceso de compresión

Satisfacer las normas de gestión ambiental y

evitar el envenenamiento de los catalizadores

GAS ÁCIDO

Gas natural que contiene altas impurezas en alta concentración, tales como; ácido sulfhídrico (hidrógeno sulfurado), dióxido de carbono (anhídrido carbónico, gas

carbónico) también es llamado gas de cola, en algunos sitios

es el residuo resultante de despojar el gas natural de los

componentes ácidos,

se usa para calificar la

presencia de dióxido

de carbono en el gas,

conjuntamente con el

sulfuro de hidrogeno.

Los vapores que emergen de las plantas

de endulzamiento, como residuos del proceso, son

gases ácidos, los que llegan a la planta se denominan gases agrios.

2 .- PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

Consiste principalmente en:

La eliminación de compuestos ácidos (H2S) y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción - agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce como Endulzamiento.

Proceso de Endulzamiento

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.

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

I.- Endulzamiento.

Donde se le remueve por algún 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 al

menos con un contenido de estos igual o por

debajo de los contenidos aceptables.

II.- Regeneración.

En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).

III .- Recuperación del Azufre.

Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97% del H2S en azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformación del H2S, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.

IV Limpieza del gas de cola.

El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.

V .- Incineración.

Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósferay por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

Clasificación de los procesos de endulzamiento de acuerdo al tipo de reacción que presente

Endulzamiento del Gas Natural a través del Proceso de Absorción de Gases se lleva a cabo de la siguiente manera:

Física (solventes físicos)

Absorción Química (proceso de Amina)

Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas)

3. PROCESOS DE DESACIDIFICACION

DEL GAS NATURAL

3. PROCESOS DE DESACIDIFICACION

DEL GAS NATURAL

ELIMINACION DE LAS IMPUREZAS DEL GAS NATURAL

a.- Seguridad del proceso que se realiza

b.- Control del proceso de corrosión

c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso

d.-Disminuir los costos del proceso de compresión

e.-Satisfacer las normas de gestión ambiental

f.- mantener el poder calorífico del gas (en México, debe ser

entre 34 y 40 MJ/m3)

𝐻2𝑆𝐶𝑂2𝐶𝑂𝑆 𝐶𝑆2

CLASIFICACION DEL GAS POR COMPOSICION

DENOMINACION ESTANDAR

GAS DULCESECO

GAS AMARGOSECO

GAS DULCE HUMEDO

GAS AMARGOHUMEDO

COMPONENTE GAS NO ASOCIADO GAS ASOCIADO

ETANO <10% <10% >10% >10%

<1% >1% <1% >1%

<2% >2% <2% >2%

SELECCIÓN DE UN PROCESO DE DESACIDIFICACION

a.- Tipo y concentración de las impurezas en el gas ácido >1%ó >2% P.F.

b.- temperatura y presión del gas ácido y del gas dulce30 °C ; 68 atm (abs) P.F.

c.- Caudal del a tratar 7,06 x m3/d(24 MMSCFD)P.Q.

d.- Proceso de Corrosión P.Q.

e.- Requerimientos de selectividad EN FUNCION A SUS.IMP.

f.- Etano>8% ó Propano > 7% P.Q.

g.- Costos

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

Costos de equipo, Costos de Potencia, Costos de solvente, Costos de combustible.

3. PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS

En estos procesos, el solvente físico utilizado absorbe al contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacción químicas.

1. Proceso con selexol F.

2. Proceso de lavado con agua F.

3. Proceso hibrido con sulfinol F.

4. Proceso con Mallas moleculares F.

5. Proceso con Membranas F.

6. Proceso Stretford Q.

7. Proceso Hierro esponja Q.

8. Proceso con Aminas Q.

3.1.PROCESO CON EL SELEXOLUsa como solvente un DIMETIL ETER DE POLIETILENE GLICOL(DMPEG), la solubilidad del CO2 es mas proporcional que la de S2H, para el mejoramiento del proceso se agrega DIPA a la salida del proceso esta combinación logra reducir hasta un 85% de CO2 y regulaciones del H2S.

DIPA

DMPEG

GAS BAJO EN

PROPANO

3.2.PROCESO DE LAVADO CON AGUAEs un proceso de adsorción física

water

waterH2O

PROCESOS HIBRIDOS 3.3.PROCESO DE SULFINOL que usa un solvente físico, Sulfolano ( Dióxido de Tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de Sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.

3.4. PROCESO CON MALLAS MOLECULARES

Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas

GAS AGRIO

SWEET GAS

GAS DULCE300F

GAS AGRIO + SUS. IMP.

3.5. MEMBRANASEn los procesos con membranas semipermeables (permeation Process) el gas entra a un recipiente que posee dos zonas de presiones diferentes separadas por una membrana. El gas entra a la zona de presión más alta y selectivamente va perdiendo los componentes que se puedan permear a través de la membrana hacia la zona de menor presión. Se podrán permear los componentes que tengan afinidad por la membrana.

PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOSProcesos de Conversión Directa 3.6.PROCESO STRETFORDSe usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

SOLUCION DE CARBONATOS

SOLUCION DE CARBONATOS

+H2SGAS

AGRIO

+ CO2

PROCESO STRETFORD

Podemos llegar a tener valores tan bajos como 0.25 gramos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM.

La solución tiene que estar al menos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones.

A la solución de los fondos se le inyecta oxigeno puro para recuperar azufre elemental.

3.7. PROCESO DE HIERRO ESPONJAEste proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y presión baja. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través 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 reacción química que ocurre es la siguiente:

Fe2O3 + 3H2S Fe2S3 + 3H2O

La temperatura se debe mantener por debajo de 120 °F pues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.

El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente reacción:

2Fe2S3 + 3O2 2Fe2O3 + 6S

DESVENTAJAS DEL PROCESO

Regeneración difícil y costosa

Pérdidas altas de presión

Incapacidad para manejar cantidades altas de S2H

Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada para venderlo.

4.1. PROCESOS DE ABSORCION CON

ETANOLAMINAS

QUE SON LAS AMINAS

• Las aminas son compuestos orgánicos derivados del Amoniaco (NH3), y son productos de la sustitución de los hidrógenos que componen el amoniaco por sus grupos alquilo o arilos (-CH3 ). Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno, luego existen las aminas primarias, secundarias y terciaria En la figura 2

Propiedades Físicas de Las Aminas:

Las aminas son compuestos incoloros que se oxidan con facilidad lo que permite que se encuentren como compuestos coloreados. Los primeros miembros de esta serie son gases con olor similar al amoniaco.

A medida que aumenta el número de átomos de carbono en la molécula, el olor se hace similar al del pescado.

Las aminas aromáticas son muy tóxicas se absorben a través de la piel.

Las aminas primarias y secundarias son compuestos polares, capaces de formar puentes de hidrógeno entre sí y con el agua, esto las hace solubles en agua.

MEA •Monoetanolamina

DEA •Dietanolamina

TEA •Trietanolamina

DGA •Diglicolamina

DIPA •Di-isopropanolamina

MDEA •Metildietanolamina

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las más usadas son:

Monoetanolamina (MEA)

Es la más sencilla de las etanolaminas y se produce por la reacción directa del amoniaco con óxido de etileno.

Buena para aplicaciones a baja presión. Puede remover casi por completo el H2S y CO2. Altos requerimientos de energía Puede ser recuperada con destilación atmosférica Reacciona completamente con el COS (sulfuro de

carbonilo) para formar productos no-regenerables. Las concentraciones de amina son mínimas para

evitar corrosión

Dietanolamina (DEA)

• Es una amina secundaria y se obtiene haciendo reaccionar a la MEA con el óxido de Etileno.• No es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de

llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2(disulfuro de carbono). Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se pueden descomponer en la regeneración.

La TEA se obtiene químicamente haciendo reaccionar a la DEA con óxido de etileno.

La TEA se puede utilizar como agente de alcalinización de ácidos grasos de cadena larga.

La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta.

Trietanolamina (TEA)

Buena para aplicaciones a baja presión.

Puede remover casi por completo el H2S y CO2.

Buena para remoción de azufre orgánico incluyendo mercaptanos, similar a la MEA pero absorbe compuestos aromáticos

Mantiene una alta solubilidad de hidrocarburos que hace que el sistema tienda a espumar y por ende a una

adición continua de antiespumante.Estructura molecular (DGA)

Diglicolamina (DGA)

La (DIPA) es una amina secundaria.

Este solvente ha sido ampliamente aceptado en Europa para el tratamiento de gases y líquidos de refinerías limpiándolos de H2S y CO2.

Las soluciones de la DIPA, tiene una alta tasa de capacidad para transportar gases ácidos con una alta tasa molar.

Estructura Química de la DIPA:

Di-isopropanolamina (DIPA)

• Más capacidad para remoción de gas ácido

• Alta selectividad hacia el H2S

• Concentraciones altas, no presenta tanta corrosión

• Usos: Refinación, Gas Natural

• Estructura molecular

Metildietanolamina (MDEA)

PROCESO DE AMINA

Descripción del proceso:

Etapa 1. Absorción de gases ácidos

Es la parte del proceso en la cual se realiza la retención de ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina (T↓ y P↑)

Etapa 2. Regeneración de la solución absorbente

Proceso donde se lleva a cabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a P↑

La sección de absorción cuenta con 2 equipos:

1).Torre Absorbedora de gases ácidos

2).Separador de gas combustible

A esta sección se le alimenta dos corrientes, una de gas amargo y otra de solución acuosa de Dietanolamina (DEA)

Absorcion de gases Acidos

Procedimiento:

Se alimenta el gas amargo a una presión 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE)

POBRE pasa por un enfriador tipo solo aire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente.

La torre Absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo

El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, en el cual se separa la DEA que el gas haya podido arrastrar

Torre Regeneradora de DEA Intercambiador DEA RICA/DEA POBRE Rehervidor de la Torre Regeneradora Tanque de Desorción de Hidrocarburos Acumulador de Reflujo de la Torre Regeneradora Bombas de Reflujo de la Torre Regeneradora Filtros de DEA POBRE Y DEA RICA Bombas de DEA POBRE

Regeneracion de Dietanolamina

Procedimiento: La solución de DEA RICA proveniente del fondo de la torre absorbedora y el separador

de gas combustible se alimenta al tanque de desorción ( flash) con el fin de eliminar los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la DEA

La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía al Intercambiador de calor DEA RICA / DEA POBRE, donde se calienta por medio de contracorriente de DEA pobre procedente del Rehervidor de la torre regeneradora

Una vez precalentada la Amina pasa a unos filtros donde se eliminan los solidos y partículas de sulfuro

Del filtro pasa la DEA a la torre regeneradora es alimentada al plato No. 3 de la torre regeneradora la cual consta de 20 platos de los cuales los 18 de la parte inferior son para efectuar la regeneración y en los dos restantes, fluye agua a contracorriente con los gases ácidos con el fin de llevar a cabo el lavado de éstos y evitar pérdidas de DEA por arrastre

El gas ácido saturado con agua sale del domo de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriador tipo solo aire donde se disminuye la temperatura hasta unos 49°c

Una corriente de inhibidor de corrosión es suministrada a la línea de alimentación del enfriador, con la finalidad de minimizar la corrosión en este equipo.

La mezcla de ácidos-agua condensada, entran al acumulador de reflujo de la torre regeneradora

los gases ácidos son e enviados al quemador a control de presión al quemador y el agua acumulada en este recipiente, se retorna al plato superior de la torre regeneradora en forma de reflujo

La solución de dietanolamina regenerada que sale por el fondo de la torre, entra al rehervidor que actúa como un plato más de la misma torre; la solución es enviada al Rehervidor con la finalidad de elevarle la temperatura

Luego la DEA esta lista para volver al tanque Absolvedor mediante una bomba que envía a una presión de 84.1 Kg/cm2

4.3. Balance de Materia en el Absorbedor

como se puede observar solo tenemos 4 corrientes 2 de entrada y 2 de salida donde se puede analizar un balance global y los balances individuales

corriente flujo composición

Gas Acido G1 y1

Gas dulce G2 y2

Amina pobre L2 x2

Amina rica L1 x1

4.3.1. balance global: Generalmente el caudal de gas acido a absorberse es un dato en la que la única variable a manipular es el del absorbente(L2) donde L1 llegaría a se el producto de fondo(amina rica) y L1 el producto deseado (gas dulce).

4.3.2.Balance individual: en este balance tenemos nuevas variables que son las composiciones o concentraciones del compuesto

Donde x1, x2, y1, y2 son las composiciones

4.4. Diseño Preliminar del Absorbedor y del Regenerador.

Objetivo del diseño

Conseguir el máximo de transferencia de componentes con el mínimo consumo de energía y de tamaño de columna, es decir, con el mínimo coste.

Diseñar una columna de absorción para la separación necesaria

Parámetros de diseño

El diámetro de la columna

Los caudales de las dos fases

El tipo de relleno.

Datos de diseño que son conocidos normalmente:

Condiciones de operación de la columna: P y T

Composición de las corrientes de entrada

Composición del gas a la salida (fin perseguido)

Circulación en contracorriente

Diseño de numero de platos

Columna de absorción de relleno

La columna de absorción de relleno está diseñada, está rellenada de anillos Raschig de 10mm x 10mm, también de vidrio, que son representativos del tipo de relleno usado para la absorción de gas

Diferentes tipos de relleno

Características de los rellenos de columnas de absorción

1. Químicamente inerte frente a los fluidos de la torre.

2. Resistente mecánicamente sin tener un peso excesivo.

3. Tener pasos adecuados para ambas corrientes sin excesiva retención de líquido o caída de presión.

4. Proporcionar un buen contacto entre el líquido y el gas.

5. Coste razonable.

Cálculo del diámetro del absorbedor

Continuando con el diseño del absorbedor mediante métodos aproximados, se

procederá a estimar el diámetro de la sección de la columna de absorción de relleno,

utilizando la representación gráfica de la correlación gráfica de Eckert. Los criterios

utilizados en el diseño son:

Velocidad de inundación

Pérdida de carga o presión in H20/ft. Relleno

Grafica de Eckert

A partir del grafico se calcula el valor en el eje de las abscisas y posteriormente se define una pérdida de carga o de presión para finalmente leer el eje de las ordenadas.

Eje de las abscisas: Ec1

donde

L: es el caudal total de disolvente en kmol/h.

G: es el caudal total de gas en kmol/h.

: es la densidad del gas en lb/ft3

es la densidad del líquido en lb/ft3

Para un el valor x(abscisa) tenemos una perdida de carga(PC) en in H2O/ft relleno y de grafico obtenemos el eje de las ordenada (y)

por tanto obtenemos la siguiente ecuación Ec2

Donde

G: es el caudal de gas en lb/(s*ft^2)

F : es el factor de relleno.

μ:es la viscosidad del líquido en cp.

Ψ:relacin de densidades=ρagua/ρliquido

ρG: es la densidad del gas en lb/ft^3

ρL: es la densidad del líquido en lb/ft^3

gc: es el un factor de conversión que vale

Sustituyendo(F,μ,Ψ,ρ, ρG, ρL,gc) en la Ec2y calculamos G en lb/(s*ft^2)

Con G grafico obtenemos el área viene dado por siguiente ecuación (Ec3)

Con el área ya se puede obtener el diámetro(D)

Método de diseño mas rigoroso

Para el diseño de la columna de absorción ya aplicada en industrias se la realiza en programas de simulación

* Proceso Selectivo

ventajas:

Es la selectividad dado que un sulfuro de hidrógeno es mucho mas soluble que el dióxido de carbono.

Puede ser eliminado selectivamente de un gas que contenga CO2 H2S.

Habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados tales como hidrocarburos de alto peso molecular, también Acido Cianhídrico (HCN),compuestos orgánicos sulfurados, sin la formación de productos no deseados que pueden causar graves problemas operacionales a procesos de endulzamiento del gas natural.

No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas .

Ventajas y desventajas de procesos de absorción física

Pocos problemas de corrosión

El calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos.

El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.

Ventajas y desventajas de procesos de absorción física

Desventaja:

La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

Incrementa la solubilidad de los HC de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos mas pesados (C3+) y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los HC , disminuyendo la efectividad del proceso de endulzamiento del GN.

Ventajas y desventajas de procesos de absorción física

VENTAJAS DEL LAVADO CON AGUA

Como no hay reacción los problemas de corrosión son mínimas

El agua es regenerado haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido.

No requiere aplicación de calor o mínima.

Proceso selectivo.

DESVENTAJAS DEL LAVADO CON AGUA

Requiere una unidad recuperadora de Azufre.

Proceso efectivo a altas presiones.

Relaciones altas entre H2S/CO2

Se recomienda combinar este proceso con el de aminas

VENTAJAS DEL SULFINOL.

Exhibe excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2. a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.

El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradación. La remoción de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano.

La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción 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”.

Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación.

Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.

Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160 °F.

* Proceso con Mallas Moleculares

Ventajas

Económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.

Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.

Con agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.

Desventajas

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración

Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.

Ventajas y desventajas de procesos de absorción física

Procesos de absorción con solventes químicos

Ventajas:

. Presenta alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO2.

. La destrucción del soluto absorbido al formar un compuesto reduce la presión parcial en el equilibrio del soluto y, en consecuencia, aumenta la diferencia de concentración entre el gas y la interfase; aumenta también la rapidez de absorción.

. El coeficiente de transferencia de masa de la fase líquida aumenta en magnitud, lo cual también contribuye a incrementar la rapidez de absorción.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS PROCESOS DE ABSORCION

CON REACCIÓN QUÍMICA

Desventajas:

. Se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución tal como, la reacciones químicas son reguladas por la estequiometria de la reacción.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LOS PROCESOS DE ABSORCION

CON REACCIÓN QUÍMICA

VENTAJAS DEL PROCESO STRETFORD

• Buena capacidad para remover H2S. Aprox 45%

• Proceso Selectivo no remueve CO2.

• No requiere unidad recuperadora de azufre.

• Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación

• El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

DESVENTAJAS DEL PROCESO STRETFORD

• Es complicado y requiere equipos que no son comunes en operaciones de manejo.

• El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.

• Los químicos 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 difícil.

Trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos.

Ventajas:

. Pueden remover todo los gases ácidos, incluso el (COS), (CS2) y (RSH).

. Solubilidad de hidrocarburo de alto peso molecular, no presenta un problema para la eficiencia del proceso y se mantiene en limites razonables.

Desventajas:

. La generación del solvente se logra por separación de etapas múltiples y fraccionamiento.

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PROCESOS DE ABSOCION CON SOLVENTES MIXTOS

Y VIVIERON FELICES PARA SIEMPRE

GRACIAS !!!