REPÙBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA,UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL

“RAFAEL MARÍA BARALT”VICERRECTORADO ACADÉMICO

PROGRAMA INGENIERÍA Y TECNOLOGÍAPROYECTO INGENIERÍA DE GAS

ENDULZAMIENTO DELGAS NATURAL

Autores:

Br.Botero, Heini

Br. Diaz, Angel

Br. Lozada Eliud

Br. Vielma, Doralbis

Br. Francisco, Sánchez

CIUDAD OJEDA, FEBRERO DE 2011

INTRODUCCION

El gas natural que es extraído del subsuelo, contiene una serie de

impurezas, entre las cuales están: la arena, el agua, compuestos de azufre,

dióxido de carbono, compuestos oxigenados y compuestos de nitrógeno,

aparte de otros componentes, que generalmente constituyen trazas, como el

mercurio, gas helio, arsénico, etc. De todos ellos los más peligrosos desde el

punto de vista de la corrosión son los compuestos de azufre (Sulfuro de

hidrógeno, H2S y los mercaptanos) y el dióxido de carbono (CO2), llamados

gases ácidos por su habilidad para reaccionar con el agua presente en el gas y

formar los respectivos ácidos sulfhídrico y carbónico, responsables de la

corrosión de los aparatos y gaseoductos. Por este motivo hay que realizar en

primer lugar un tratamiento de desulfuración y de descarbonatación, llamados

comúnmente endulzamiento del gas natural. Este endulzamiento se realiza por

tres métodos: Por absorción química (proceso de aminas: monoetanolamina

(MEA), dietanolamina (DEA) y la metildietanolamina (MDEA)), Absorción física

(Con solventes físicos) y combinación de ambas técnicas (soluciones mixtas).

1. EFECTO DEL H2S Y CO2 EN CORRIENTE DE GAS

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2

del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar

presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S,

ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que

eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos

por los consumidores del gas. 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.

Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2

en las corrientes de gas se pueden mencionar:

- Toxicidad del H2S.

- Corrosión por presencia de H2S y CO2.

- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico

y corrosivo.

- Disminución del 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.

2. EFECTOS SOBRE LAS PERSONAS

El hidrógeno de sulfuro (H2S) es un gas tóxico y el peligro para la salud

depende tanto de la duración de la exposición como de la concentración. Este

gas es irritante para los pulmones y en bajas concentraciones irrita los ojos y

en tracto respiratorio. La exposición puede producir dolor de cabeza, fatiga,

mareos, andar tambaleante y diarrea, seguido algunas veces por bronquitis y

bronconeumonía (Sax y Lewis, 1989).

El CO es un gas que no emite olor, sin sabor y no irritante, por lo que su

exposición puede pasar completamente desapercibida. Es menos pesado que

el aire, por lo que se acumula en las zonas altas (de ahí la conveniencia de

andar agachado en los incendios). Se origina de la combustión incompleta de

los combustibles inorgánicos.

Usualmente la concentración de un contaminante en el aire viene dada en

la escala de porcentaje por volumen (%-Vol.), es decir, una parte de la

sustancia en 100 partes de aire. Cuando se trata de los efectos tóxicos en el

cuerpo humano, debe emplearse una escala de medición que divida la masa

total del contaminante en partes muchos más pequeñas. Para ello se utiliza la

unidad ppm= parte por millón (0 ml/m^3), o sea, una parte del contaminante en

un millón de partes de aire. La conversión de porcentaje por volumen (%vol.) a

partes por millón (ppm) se expresa a continuación:

Limites de Exposición:

Concentración ambiental Permisible CAP-PPT (8hrs): es la

concentración promedio ponderado en tiempo para una jornada de trabajo

normal de ocho (8) horas o una semana de 40 horas, a la cual todos los

trabajadores pueden ser expuestos repetidamente, día tras día, sin sufrir

efectos adversos a la salud

CAP-LEB (15min): es la máxima concentración a la que pueden ser

expuestos los trabajadores durante un periodo continuo de 15 minutos como

máximo, sin sufrir irritación, daño crónico o irreversible, suficiente para

aumentar la propensión de accidentes o reducir la eficiencia de trabajo,

siempre que no se permitan mas de cuatro excursiones por día con intervalos

de 60min entre los periodos de exposición.

CAP-T: es la concentración que no debe superarse ni aun por un instante

Concentración del H2S: en el cuadro se muestran las concentraciones

equivalentes a los límites de exposición antes descritos.

Efectos sobre la Salud: seguidamente se describen los efectos y

síntomas potenciales del H2S

3. DISEÑO Y OPERACIÓN DE UNA PLANTA DE GAS EN LA

REMOCIÓN DE H2S

La extracción de los compuestos de azufre y dióxido de carbono del gas

natural cumple varios objetivos. La remoción del CO2 se hace principalmente

para controlar el poder calorífico del gas natural, el cual se reduce por la

presencia de .gases inertes y para evitar la formación de hielo seco ó CO2

sólido, en los flujos de gas que serán sometidos a procesamiento criogénico.

Actualmente, con la creciente utilización del CO2 en la recuperación terciaria

de reservorios de petróleo, el gas natural asociado al petróleo crudo de tales

reservorios contiene porcentajes muy elevados de CO2. En este caso, es usual

la separación del gas natural, para su posterior reinyección.

En cuanto al H2S, el principal motivo para su extracción es por ser tóxico:

es casi 2 veces más tóxico que el monóxido de carbono (CO) y casi tan tóxico

como el ácido cianhídrico (HCN).

Varios son los procesos disponibles para el tratamiento del gas natural. La

mayoría de los procesos utilizan solventes químicos o físicos para extraer los

compuestos indeseables.

Los solventes químicos se caracterizan por tener calores de solución

relativamente altos y por su capacidad de absorber gases ácidos sin mostrar

gran sensibilidad en relación a la presión. Los solventes físicos tienen bajos

calores de solución y pueden absorber gases ácidos en proporción de sus

presiones parciales.

Los procesos de endulzamiento los podemos clasificar de acuerdo al tipo

de reacción que presente:

· Absorción Química (proceso de Amina)

· Absorción Física (solventes físicos)

· Combinación de ambas técnicas (solución Mixtas)

PROCESOS CON SOLUCIONES DE AMINAS.

Características generales.

Los procesos de tratamiento que utilizan soluciones de aminas son

ampliamente empleados en la extracción del CO2 y H2S del gas natural,

principalmente por ser procesos de circulación continua de menor flujo

circulante y porque extraen fácilmente el H2S hasta los niveles requeridos,

operando con presiones de contacto a partir de 100 psi. A presiones menores,

la presión parcial de equilibrio es limitante para la extracción que pueda

lograrse. La monoetanolamina (MEA) es la amina de uso más generalizado,

más en elección entre la MEA y la DEA (dietanol amina) es de orden

puramente económico. Cuando el gas contiene cantidades relativamente altas

de COS, CS2 y mercaptanos, la DEA es preferida pues la MEA reacciona

irreversiblemente con estos compuestos formando productos de degradación

que obligan a la sustitución frecuente de la solución. Con todo, la MEA tiene

mayor capacidad de absorción que la DEA, siendo preferida a ésta cuando la

degradación no constituye problema. Cabe anotar que ambas se degradan a

través de las reacciones iniciadas por el CO2 e influenciadas por la presión,

temperatura y concentración de la solución.

El uso de la DEA conduce a menores flujos de circulación ya que permite

operar con concentraciones de solución pobres mayores que la MEA, 30% y

20%, respectivamente. Concentraciones superiores a éstas no son

recomendables por agravar los problemas de corrosión inherentes a los

procesos con amina. Las aminas se oxidan rápidamente y los productos de

oxidación son extremadamente corrosivos al acero al carbono; ellas son aún

inestables a altas temperaturas y los productos de descomposición también

son corrosivos.

Descripción del proceso

“PROCESO DE TRATAMIENTO CON SOLUCIONES DE AMINAS”

El gas conteniendo H2S y/o CO2 pasa por un recipiente separador, para

la segregación de los líquidos y entra luego en la torre absorbedora por el

fondo. El gas sube a través de los platos o bandejas, generalmente provistos

de válvulas, entrando en contacto directo con la solución de amina. Antes de

dejar la torre, el gas pasa por una trampa de líquido que retiene cualquier

cantidad de amina que haya sido arrastrada. La solución de amina pobre entra

por el tope de la torre y, al descender por los platos, absorbe los gases ácidos

de la corriente gaseosa que se desplaza en contra- corriente. Como la reacción

amina + gas ácido es exotérmica, esto es, libera calor, el flujo de la solución de

amina pobre que entra en la absorbedora debe ser tal que en la salida la

temperatura de la solución de amina rica no exceda de 120°F. Este flujo debe

también ser suficiente para lograr que el gas tratado alcance la especificación

con 4 ó 5 platos teóricos en la absorbedora, equivalentes desde 16 a 20 platos

reales.

Del fondo de la absorbedora, la solución de amina conteniendo los gases

ácidos, o la amina rica, es precalentada por la solución de amina pobre que

deja la torre regeneradora. Cuando el gas natural se encuentra a alta presión,

se instala un recipiente de vaporización entre el fondo de la absorbedora y el

intercambiador de calor amina/amina de manera de minimizar el flash de los

gases de la solución dentro del intercambiador de calor. Las soluciones de

aminas a altas presiones solubilizan los hidrocarburos gaseosos por absorción

física. En el recipiente de flash, cantidades significativas de gases ácidos

pueden ser liberados junto con los hidrocarburos. Una reabsorbedora con 4 a 6

platos puede ser instalada en el tope del recipiente de flash para reabsorber los

gases ácidos. Los hidrocarburos gaseosos de este recipiente, ya purificados,

pueden ser aprovechados como combustible. Cuando el recipiente de flash no

se incluye en la unidad, se deberá contar con una válvula de control de nivel,

instalada después del intercambiador de calor, de modo de mantener la presión

y evitar la vaporización dentro del mismo.

La solución de amina rica precalentada entra en la columna regeneradora

cerca al tope. A medida que la solución desciende por la torre, es calentada por

el vapor ascendente el cual es generado en el rehervidor. La temperatura de la

amina rica aumenta y los gases ácidos son liberados.

La columna regeneradora generalmente tiene de 15 a 20 platos reales

equivalentes a 3 - 4 platos teóricos; sin embargo, algunas veces se usa una

columna empacada.

El exceso de vapor producido en el rehervidor sale por el tope de la

regeneradora junto con los gases ácidos. El vapor es condensado y separado

de los gases ácidos en un acumulador, desde el cual este condensado retorna

a la torre como reflujo.

Debido a las posibilidades de formación de productos de degradación y a

la presencia de sales, material insoluble y no volátil, que pone en riesgo de

contaminación a toda la solución, las unidades poseen un equipo recuperador

"reclaimer", que es un equipo de operación cíclica. En el recuperador, del 1% al

3% de la solución de amina pobre es destilada a una temperatura máxima

cercana a los 145°F. Temperaturas superiores podrían causar la destilación de

los contaminantes. En el fondo del equipo queda un residuo espeso,

concentrado, el cual es extraído antes de una nueva operación.

La amina regenerada que sale, de la torre intercambia calor con la amina

rica, como se ha descrito anteriormente. Para evitar que los sólidos, productos

de la corrosión, contenidos en la solución de amina circulante se depositen en

los diversos equipos de la unidad, una corriente que no debe ser menor del

10% de la solución circulante es continuamente filtrada. La solución es, para

este propósito, enfriada hasta cerca de 2° a 9°F encima de la temperatura del

gas de entrada, para evitar la condensación de hidrocarburos, luego ingresa a

la torre completando el ciclo de absorción- regeneración.

4. EQUILIBRIO QUIMICO.

En un proceso químico, el equilibrio químico es el estado en el que las

actividades químicas o las concentraciones de los reactivos y los productos no

tienen ningún cambio neto en el tiempo. Normalmente, este sería el estado que

se produce cuando el proceso químico evoluciona hacia adelante en la misma

proporción que su reacción inversa. La velocidad de reacción de las reacciones

directa e inversa por lo general no son cero, pero, si ambas son iguales, no hay

cambios netos en cualquiera de las concentraciones de los reactivos o

productos. Este proceso se denomina equilibrio dinámico.

EXPRESIÓN GENERAL PARA LA CONSTANTE KC

El equilibrio químico es un estado del sistema en el que no se observan

cambios a medida que transcurre el tiempo. Así pues, si tenemos un equilibrio

de la forma:

a A + b B= c C + d D

Se define la constante de equilibrio Kc como el producto de las

concentraciones en el equilibrio de los productos elevadas a sus respectivos

coeficientes estequiométricos, dividido por el producto de las concentraciones

de los reactivos en el equilibrio elevadas a sus respectivos coeficientes

estequiométricos, para cada temperatura.

EFECTO DE UN CAMBIO DE LAS CONDICIONES DE EQUILIBRIO.

Existen diversos factores capaces de modificar el estado de equilibrio en

un proceso químico, como son la temperatura, la presión, y el efecto de la

concentración. La influencia de estos tres factores se puede predecir, de una

manera cualitativa por el Principio de Le Chatelier,que dice lo siguiente: si en

un sistema en equilibrio se modifica alguno de los factores que influyen en el

mismo ( temperatura, presión o concentración), el sistema evoluciona de forma

que se desplaza en el sentido que tienda a contrarrestar dicha variación.

Efecto de la temperatura: si una vez alcanzado el equilibrio, se aumenta la

temperatura, el equilibrio se opone a dicho aumento desplazándose en el

sentido en el que la reacción absorbe calor, es decir, sea endotérmica.

Efecto de la presión: si aumenta la presión se desplazará hacia donde

existan menor número de moles gaseosos, para así contrarrestar el efecto de

disminución de V, y viceversa.

Efecto de las concentraciones: un aumento de la concentración de uno de

los reactivos, hace que el equilibrio se desplace hacia la formación de

productos, y a la inversa en el caso de que se disminuya dicha concentración.

Y un aumento en la concentración de los productos hace que el equilibrio se

desplace hacia la formación de reactivos, y viceversa en el caso de que se

disminuya.

Kc y Kp

Para proceder a relacionar la Kc y la Kp debemos relacionar previamente

las concentraciones de las especies en equilibrio con sus presiones parciales.

Según la ecuación general de los gases perfectos, la presión parcial de un gas

en la mezcla vale:

pi = (ni R T) / V = Ci R T

Una vez que hemos relacionados las concentraciones con las presiones

parciales de cada especie, se calcula la dependencia entre ambas

concentraciones, simplemente llevando estos resultados a la constante Kc. De

esta manera llegamos a la expresión:

Kp = Kc (R T )An

Donde la An es la suma de los moles estequiométricos de todos los

productos en estado gaseoso menos la suma de todos los moles de reactivos

también gaseosos.

5.- DETECCION Y MEDICION DE LOS COMPUESTOS DE AZUFRE

Para la seguridad de las personas que se exponen frecuentemente, y no

tan a menudo, a estos tipos de compuestos, los cuales son peligrosos en

determinadas concentraciones, existen instrumentos capaces de detectar la

existencia en el ambiente de estos gases. Entre los más importantes o

comunes encontramos:

Monitor Personal:

o Portables

o Mide solo un gas

o Alarma audible, visual y vibratoria

o Calibrados

o Larga duración

o Clip de seguridad

o A prueba de agua

Multigas:

o Portable

o Mide varios gases (H2S, CO2, entre otros)

o Sistema de Data

o Bomba incluida con manguera para la detección puntual

o Pantalla LCD

o 2 Sistemas de alarmas

o A prueba de agua

También existen sistemas de alta tecnología en la medición, de estos

compuestos; a través 104 canales independientes, la medición es detectada

por el sensor y se compara con los umbrales de alarmas establecidos, si esta

sobrepasa estos umbrales inmediatamente es activado y suena su alarma.

Los sensores pueden ser del tipo electroquímicos, catalíticos, infrarrojos y

estacionarios.

6.-PROCESOS DE REMOCION DEL H2S Y CO2

Estos procesos se conocen también como deacidificación o

endulzamiento, estos términos denotan la eliminación de los componentes

ácidos del gas natural, por lo general el dióxido de carbono y sulfuro de

hidrogeno. Los procesos de remoción de gases ácidos datan de 1930 y los

mayores desarrollos se realizaron entre 1950 y 1970. Actualmente se disponen

de procesos cada vez más específicos y con solventes y aditivos más

complejos.

Tipos de Procesos:

a) Procesos con solvente químicos.

En estos sistemas los componentes ácidos del gas natural

reaccionan químicamente con un componente activo, para

formar compuestos inestables, en un solvente que circula

dentro de la planta. La solución rica, inestable, se puede

separar en sus integrantes originales mediante la aplicación del

calor o por reducción de la presión de operación, para liberar

los gases ácidos y regenerar el solvente.

Una vez regenerada, la solución se envía nuevamente a la

unidad de absorción.

El componente en el solvente puede ser uno de los siguientes

tipos: una alcanoamina o una solución básica (solución alcalina

con sales), con o sin aditivos. En principio las aminas

muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y producen

una cantidad apreciable de calor de reacción (calor

exotérmico).

Las principales desventajas de estos procesos son: la

demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones

y la limitada carga de gas acido en la solución debido a la

estequiometria de las reacciones.

El absorbedor o contactor es la torre donde entra en contacto

el gas acido, que llega por la parte inferior de la columna y la

solución de amina pobre regenerada que entra por la parte

superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja temperatura.

El regenerador es la columna en la cual se separa el gas ácido

de la solución. Consta de un acumulador de reflujo en el cual

se condensa el agua que regresa al regenerador por la parte

superior, y de un rehervidor, que sirve para suministrarle el

calor a la torre. En este recipiente la amina se evapora y

regresa a la torre de regeneración, dejando, en el fondo los

sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución.

En la ruta hacia la columna de regeneración, la solución rica o

contaminada pasa por el intercambiador de calor con el fin de

irlas preparando para trabajar a las temperaturas altas que se

requieren para que se desprenda el gas ácido. El operador

deberá cuidar que no se desprenda el gas acido antes de

llegar a la torre, lo cual podría generar una corrosión excesiva

en las tuberías. Algunas veces es preferible utilizar acero

inoxidable en este tramo.

El regenerador es la torre en la cual se separa a la solución de

amina de los gases ácidos. Trabaja a baja presión y altas

temperaturas.

b) Procesos con solventes Físicos.

Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber,

de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la

corriente de hidrocarburos. También llevan asociado calor de

solución, el cual es considerablemente mayor que el calor de

reacción en los procesos con solventes químicos. Como se

puede anticipar la absorción trabaja mejor a alta presión parcial

de gas ácido y bajas temperaturas. La carga de gas acido en el

solvente es proporcional a la presión parcial del componente

acido del gas que se desea tratar.

Debido a la baja cantidad de calor de solución, con el dióxido

de carbono, la mayoría de los solventes físicos pueden ser

regenerados por simple reducción de la presión de operación,

sin que sea necesaria la aplicación de calor. Cuando se

requiere de especificaciones extremas (con menor cantidad de

gas acido en el gas tratado), la reducción de la presión podría

ir acompañada de un calentamiento adicional.

La principal atracción de los solventes con solventes físicos es

la remoción bruta de gas acido con alta presión parcial. La

mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son

corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente.

Una de las desventajas de los solventes físicos es la

solubilidad relativamente alta de hidrocarburos de alto peso

molecular (C3+). Dependiendo de la composición de entrada, la

pérdida de hidrocarburos, los cuales pueden ser usados como

combustibles y el costo de su recuperación, podría hacer

prohibitiva la utilización de un proceso físico.

Algunos solventes físicos muestran mayor selectividad a la

absorción del H2S en presencia de CO2 que los solventes

químicos.

c) Procesos con Solvente Híbridos O Mixtos

Los procesos híbridos trabajan con combinación de solventes

físicos y químicos y naturalmente, presentan las características

de ambos. La regeneración se logra por separación en

múltiples etapas y fraccionamiento.

Dependiendo de la composición del solvente pueden remover

CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia el

H2S se logra ajustando la composición del solvente o tiempo de

contacto. La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso

molecular se puede mantener dentro de los límites razonables.

d) Procesos de Conversión Directa.

Estos procesos se caracterizan por la selectividad hacia la

remoción del sulfuro de hidrogeno (H2S).

El H2S es removido preferencialmente de la corriente de gas

por un solvente que circula en el sistema. Los solventes

pueden ser reducidos fácilmente por H2S y fácilmente oxidados

por el aire para producir azufre elemental. Estos procesos son

realmente atractivos en lugares donde se desea evitar el

impacto ambiental del sulfuro de hidrogeno. El más importante

de estos procesos es el Claus, desarrollado en 1983 y el cual

utiliza bauxita, alumina y aluminosilicatos, para remover el

sulfuro de hidrogeno del gas natural.

Mediante este proceso la tercera parte del H2S se convierte en

SO2, que al reaccionar con el H2S remanente se transforma en

azufre elemental.

e) Otros Procesos.

Mallas Moleculares:

Pueden servir para absorber físicamente los componentes

ácidos, tales como el sulfuro de hidrogeno y el dióxido de

carbono y luego se regeneran utilizando temperaturas

elevadas o gas de baja presión. Las mallas moleculares

operan con ciclos de trabajo y se pueden utilizar para

deshidratar el gas natural.

Membranas:

La separación se logra aprovechando las diferencias de

afinidad/difusividad. El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro

de hidrogeno son moderadamente altos difusores, lo cual se

indica que se pueden colar en una membrana más fácilmente

que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Los gases

lentos son los que tienden a permanecer detrás y que no

atraviesan la membrana, por ejemplo, los hidrocarburos

alifáticos y el nitrógeno. La fuerza motriz requerida para que los

gases se difundan es generalmente alta (10000pcm)

(703070kg/cm2).

El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre

habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas acido.

Cualquier corriente cantidades significativas de hidrocarburos.

Otra característica de los sistemas de membrana es que son

esencialmente modulares.

7.- TAMICES MOLECULARES

El proceso de desulfurización del gas natural por medio de

tamices moleculares extrae selectivamente el H2S en presencia del CO2. Sin

embargo, la concentración del CO2 en el gas de entrada afecta

significativamente el tamaño del hecho de los tamices. Así, por ejemplo, para

una composición típica de gas natural, al aumentarse la concentración del CO2

de 0% a 4%, el tamaño del lecho aumenta en 33%. De cualquier forma, en

caso de no ser necesario extraer el CO2 de una corriente gaseosa, este

proceso puede requerir menor inversión, menos energía y/o menores costos

operativos que otros procesos, además de tener la ventaja de extraer también

a los mercaptanos.

Una característica importante de este proceso es la deshidratación

simultánea del gas a ser tratado. El agua es más fuertemente absorbida que

los compuestos de azufre, de modo que un lecho de tamices moleculares

siempre deshidratará el gas antes de extraer los compuestos de azufre.

El gran problema en este tipo de proceso es la regeneración, pues en

realidad, los tamices moleculares concentran el H2S del gas de entrada en una

corriente menor que es el gas de regeneración. El destino de este gas es el

que va a definir la economía del proceso. Algunas alternativas se indican a

continuación:

- La quema directa del gas de regeneración como combustible en el

propio local de tratamiento.

- La quema parcial en una antorcha, del gas de regeneración durante el

pico de concentración de H2S, para unidades pequeñas en locales aislados.

Esta alternativa tiene la ventaja en el hecho de que el H2S sea liberado en un

pico de concentración durante la fase de calentamiento. Durante este pico, el

gas es quemado, siendo el resto del gas de regeneración reciclado al gas de

entrada.

- Empleo de una Unidad de tratamiento en paralelo, generalmente de

amina o sulfinol, sólo para el gas de regeneración que después se junta al gas

tratado efluente de los tamices.

Descripción del proceso

El mecanismo de este proceso es muy semejante al de la deshidratación

y la figura 1.7 es un esquema de una unidad con tres lechos

Y combustión parcial del gas de regeneración. En este esquema, el gas

a ser tratado libre de condensado, pasa por el lecho del centro, que es el que

está en la etapa de tratamiento. El sulfuro de hidrógeno así como el agua y

compuestos orgánicos sulfurados, son extraídos del gas por adsorción. Parte

del gas tratado, cerca del 20% del flujo de entrada, se usa en la regeneración

de los otros dos lechos. Este gas pasa primero por el lecho que está en la

etapa de enfriamiento siguiendo luego a un horno, donde es calentado hasta

600°F - 700°F de allí pasa al lecho que está en la etapa de calentamiento. El

gas en entonces enfriado, pasando por un recipiente para la separación del

agua retirada del lecho y retorna a la entrada de la unidad, excepto durante el

pico de concentración de H2S.

La alternancia de los lechos se hace continuamente en base a un período

de tiempo predeterminado, de 8 en 8 horas por ejemplo, o en función de la

presencia del H2S en el gas tratado.

8.- GAS AGRIO Y GAS DULCE

Gas ácido.

Es gas natural o cualquier otra mezcla del gas de la cual contenga

cantidades significativas sulfuro de hidrógeno (H2S), bióxido de carbono (CO2),

o contaminantes similares. Los términos gas ácido y gas amargo a menudo se

tratan incorrectamente como sinónimos. En sentido estricto, a gas amargo es

cualquier gas que contenga el sulfuro de hidrógeno en cantidades

significativas; un gas ácido es cualquier gas del cual contenga cantidades

significativas ácido gases por ejemplo bióxido de carbono (CO2) o sulfuro del

hidrógeno. Así, el bióxido de carbono por sí mismo es un gas ácido pero no un

gas amargo.

Antes de un gas natural crudo contener el sulfuro del hidrógeno y/o el

bióxido de carbono puede ser utilizada, el gas crudo se debe tratar para reducir

impurezas a los niveles aceptables y esto se hace comúnmente con el tratar

del gas de la amina proceso. El H quitado2S se convierte lo más a menudo

posible posteriormente al subproducto elemental sulfuro en a Proceso de

Claus.

Procesos dentro de las refinerías de petróleo o de las impianto del gas

natural que quitan mercaptans y/o el sulfuro de hidrógeno se refiere

comúnmente como dulcificación procesos porque dan lugar a los productos de

los cuales tenga no más los olores amargos, asquerosos mercaptans y sulfuro

del hidrógeno.

El sulfuro de hidrógeno es a tóxico gas. También restringe los materiales

para los cuales puede ser utilizado el instalar tubos y el otro equipo para

manejar el gas amargo, tantos metales es sensible al agrietarse de la tensión

del sulfuro.

o Disposición Final del Gas Ácido

La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de

azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas agrio y las

exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el

contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad

recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre

recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta

su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora

de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más

presión que si se va a incinerar.

Gas dulce.

Gas natural que contiene cantidades muy pequeñas de ácido sulfhídrico y

bióxido de carbono. El gas dulce reduce las emisiones de bióxido de azufre a la

atmósfera.

Se obtiene generalmente al endulzar el gas amargo utilizando solventes

químicos o físicos, o adsorbentes

9.-GAS DE COLA

El gas residual del proceso de Claus se llama comúnmente gas de la cola

y ese gas entonces se procesa en un gas de la cola que trata la unidad (TGTU)

para recuperar y para reciclar compuestos con sulfuro residuales nuevamente

dentro de la unidad de Claus. Una vez más según las indicaciones del

organigrama, hay un número de procesos disponibles para tratar el gas de la

cola de la unidad de Claus. El gas residual final del TGTU se incinera. Así, el

bióxido de carbono en el gas natural crudo termina para arriba en el incinerador

apilado del humo.

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.

10.- HIERRO-ESPONJA.

Características generales.

El proceso con hierro esponja es uno de los más antiguos y más simples

para el tratamiento del gas. Sin embargo, su aplicación es limitada, por motivos

económicos, para gases que contienen menos de 350 ppm. de H2S, pudiendo

operar tanto a baja como a alta presión, aunque resulte más eficiente a alta

presión. El hierro-esponja está constituido por recortes de madera impregnados

con óxido de hierro hidratado. La esponja debe estar húmeda para ser reactiva

y, si el gas a ser tratado estuviera deshidratado, deberá ser restaurado con

agua antes de entrar en el lecho de hierro-esponja. En la práctica, la

deshidratación es posterior al tratamiento, más aún si se ha hecho una

inyección de agua en el lecho a fin de garantizar que el óxido de hierro se

mantenga en forma hidratada.

El proceso se basa en la reacción del óxido férrico con el H2S con

formación de sulfuro férrico. El hierro-esponja puede ser regenerado con aire

en una reacción donde el oxígeno reacciona con el sulfuro formando azufre

elemental y se recupera el óxido de hierro. Esta regeneración puede hacerse

continuamente, a través de la inyección de pequeñas cantidades de aire en la

corriente gaseosa, o cíclicamente a través del aislamiento y despresurizaron

del lecho y circulación de gas y aire a través del mismo. Algunos autores,

afirman que es más económico no regenerar el lecho y cambiarlo apenas

estuviera gastado. La operación de cambio del lecho requiere cuidados

especiales púas la exposición al aire puede causar un aumento brusco de

temperatura, en razón a que al ser la reacción de regeneración exotérmica,

podría ocasionar una combustión espontánea.

Descripción del proceso

La figura 1.6 es un diagrama esquemático de una instalación con 2

torres y regeneración cíclica. Es usual emplear de 1 a 4 torres con

regeneración continua, periódica o lo mismo sin regeneración. En un proceso

con dos torres, una está en operación mientras la otra está en proceso de

regeneración, teniendo el lecho cambiado o también tratando gas.

El gas a ser tratado fluye del tope al fondo del lecho y el H2S y los

mercaptanos reaccionan con el óxido de fierro que se mantiene hidratado por la

inyección de agua. Cuando un lecho se gasta y se retira de la operación, se

hace circular aire a través del mismo hasta que la regeneración esté completa.

Después de varias regeneraciones el lecho debe ser cambiado, pues el azufre

y sus compuestos bloquean los poros de la esponja creando una excesiva

pérdida de carga a través del lecho.

CONCLUSIÒN

El gas natural, es un combustible fósil, formado por una mezcla de

hidrocarburos livianos que van desde el C1 al C4, siendo el principal

componente el metano (CH4) en un porcentaje que va entre el 70 y 99%,

dependiendo del yacimiento.

El gas natural se emplea en la producción de GLP y de la gasolina

natural. También se le emplea como materia prima en la industria petroquímica,

para la producción de olefinas y a partir de ellas la producción de etileno,

propileno, butadieno, que sirven como materia prima para la fabricación de

plásticos, fibras, resinas, caucho, solventes, fertilizantes, etc..

Los gases naturales raramente pueden ser utilizados de la manera en que

son extraídos de los yacimientos. Deberá eliminarse componentes no

deseados tales como el CO2 y el H2S, dados los problemas de corrosión que se

producen en los sistemas de transporte y utilización.