TECNOLOGÍAS DE MEMBRANADOCUMENTO PREPARADO POR I.Q. BEATRIZ CUARTAS GIA UPBMARCO TEÓRICO

2.1. GENERALIDADES

2.1.1. Generalidades de las tecnologías a evaluar

2.1.1.1. Definición de membrana

Una membrana es un film delgado (fino) que separa dos fases y actúa como una barrera selectiva al transporte de materia. Debido a un gradiente de potencial químico entre las dos fases. A una membrana entra una corriente de alimentación y salen dos corrientes permeado y rechazo.

Las membranas se clasifican de acuerdo a los siguientes parámetros:

Fuerza directora Mecanismo de separación Estructura de la membrana Fases de contacto

Tabla 1. Clasificación General de las operaciones de membrana

Operación Fuerza directora

Mecanismo de separación Estructura de membrana

Fase

1 2

Microfiltración Presión Cribado Macroporos L LUltrafiltración Presión Cribado Mesoporos L LNanofiltración Presión Cribado + (solución/difusión

+exclusión)Microporos L L

Osmosis inversa Presión Solución/difusión +exclusión Densa L LL: Líquido.

2.1.1.2. Clasificación de las membranas

Según el mecanismo de separación

Membranas porosas (efecto Criba) poseen poros finos de diferentes tamaños: macroporos, mesoporos y microporos.

Las operaciones de Microfiltración (MF), Ultrafiltración (UF), Nanofiltración (NF) y diálisis

usan membranas porosas.

Membranas no porosas: La estructura de la membrana se clasifica como densa. Las operaciones que utilizan este tipo de estructura son: osmosis inversa (OI), permeado gaseoso (PG) y perevaporación (PV).

Membranas de intercambio iónico: son un tipo especial de las membranas no porosas.

El uso de membranas en procesos de separación a escala industrial no esta exento de problemas técnicos y económicos. Los problemas técnicos están relacionados con la insuficiente selectividad de las membranas, los caudales relativamente pobres a través de ellos (ensuciamiento), y los problemas operativos. Los problemas económicos se originan en multitud de productos diferentes y procesos con distintas estructuras de precio.

Rangos de tamaños:

Rango iónico: 0.001 a 0.01 mRango macromolecular: 0.01 a 1mRango partícula fina: 1 a 10 m.

Según la morfología

Membrana asimétrica: un mismo material Membrana mixta: de diferente material

Según su geometría

Pueden ser planas o cilíndricas.Las cilíndricas son:

Membrana tubular con Di< 3 mm Membrana tubular de fibra hueca con Di< 3 mm (este tipo de membrana

geométricamente hablando es la membrana tubular más pequeña). Con diámetro exterior entre 80 y 500 m se utiliza en OI, diámetros mayores a estos se utilizan en UF y MF, con lo cual reciben el nombre de membranas capilares.

Según su naturaleza químicaPueden ser orgánicas (polímeros) o inorgánicas(metales, cerámicas, vidrio, etc.).

Orgánicas: La mas usada es la de celulosa y sus derivados. En el tratamiento de agua se utilizan las de di y tri acetato, las cuales son relativamente resistentes al cloro y se utilizan en desalación, desendurecimiento, desinfección y clarificación. Otras membranas importantes son las de poliamida por su estabilidad térmica química e hidrofílica, pero son sensibles a la degradación oxidativa (cloro). La

Rubi:

usan membranas porosas.

Membranas no porosas: La estructura de la membrana se clasifica como densa. Las operaciones que utilizan este tipo de estructura son: osmosis inversa (OI), permeado gaseoso (PG) y perevaporación (PV).

Membranas de intercambio iónico: son un tipo especial de las membranas no porosas.

El uso de membranas en procesos de separación a escala industrial no esta exento de problemas técnicos y económicos. Los problemas técnicos están relacionados con la insuficiente selectividad de las membranas, los caudales relativamente pobres a través de ellos (ensuciamiento), y los problemas operativos. Los problemas económicos se originan en multitud de productos diferentes y procesos con distintas estructuras de precio.

Rangos de tamaños:

Rango iónico: 0.001 a 0.01 mRango macromolecular: 0.01 a 1mRango partícula fina: 1 a 10 m.

Según la morfología

Membrana asimétrica: un mismo material Membrana mixta: de diferente material

Según su geometría

Pueden ser planas o cilíndricas.Las cilíndricas son:

Membrana tubular con Di< 3 mm Membrana tubular de fibra hueca con Di< 3 mm (este tipo de membrana

geométricamente hablando es la membrana tubular más pequeña). Con diámetro exterior entre 80 y 500 m se utiliza en OI, diámetros mayores a estos se utilizan en UF y MF, con lo cual reciben el nombre de membranas capilares.

Según su naturaleza químicaPueden ser orgánicas (polímeros) o inorgánicas(metales, cerámicas, vidrio, etc.).

Orgánicas: La mas usada es la de celulosa y sus derivados. En el tratamiento de agua se utilizan las de di y tri acetato, las cuales son relativamente resistentes al cloro y se utilizan en desalación, desendurecimiento, desinfección y clarificación. Otras membranas importantes son las de poliamida por su estabilidad térmica química e hidrofílica, pero son sensibles a la degradación oxidativa (cloro). La Lasimple al flujo, se limpian mecánicamente de una manera más sencilla.

Las membranas tubulares de diámetro mayor, se disponen en paralelo cuando se necesitan altas velocidades de circulación (3m/s) y para reducir las pérdidas de carga a lo largo de las membranas y se conectan en serie cuando se necesitan velocidades de circulación menores(1m/s).

Las desventajas de esta configuración son su coste y baja densidad de empaquetado de los módulos de membrana. Una ventaja operacional importante es que las membranas tubulares pueden soportar cargas mucho mayores de materia en suspensión que cualquier otra configuración y que pueden ser operadas con un pretratamiento del agua relativamente sencillo. En este tipo de configuración se pueden encontrar membranas de material cerámico.

Arrollamiento en espiral: Inicialmente se uso para OI. Debido a la configuración de esta membrana se tienen dificultades con la limpieza y esterilización in situ. En UF es uno de los módulos menos costoso, además las velocidades y caídas de presión son bajas comparadas con otras configuraciones. Este tipo de configuración tiende mas al ensuciamiento que los de soporte tubular y los de placa y bastidor, pero son más resistentes al ensuciamiento que las membranas capilares. Sin embargo, no es posible retrolavar a la membrana tubular, ni a la espiral enrollada, ni a la de placas y marcos, pero sí a la capilar.

Placa y bastidor: Son membranas de hoja plana. Esta configuración ofrece alta versatilidad comparadas con otras unidades, pero a un coste mayor de inversión. Los costes de membrana son bajos, pero los costes de trabajo de reemplazo son altos. Las unidades pueden desmontarse para permitir el acceso para la limpieza manual.

Tabla 2. Ventajas y desventajas de las configuraciones de la membrana de UF

Parámetro Tubular Capilar Placa y bastidor Arrollada en espiralCosto/superficie Alto Bajo Alto BajoCosto cambio de membrana

Alto Moderado Bajo Moderado/bajo

Caudal Bueno Bueno Bajo BajoDensidad m2/m3 Pobre Excelente Bueno/bien BuenoVolumen Alto Bajo Medio MedioConsumo energético Alto Bajo Medio MedioEnsuciamiento Excelente Bueno/bien Bueno/bien MedioLimpieza in situ Excelente Bueno Bien/pobre Bien/pobre

Material

Polímeros: Las membranas de UF se fabrican de acetato de celulosa o polímeros sintéticos (plásticos no celulósicos), tales como acrilatos y polisulfonas. Las propiedades de las polisulfonas son: Amplio rango de pH (1 a 13).

Límite alto de temperatura (75 °C).

Buena resistencia a los oxidantes (exposición al cloro).

Amplio rango de tamaños de poro.

La mayoría de las membranas de UF son hidrofóbicas (proporcionan estabilidad química, mecánica y térmica) y deben almacenarse húmedas, llenas de un agente humidificador, ya que si se secan se produce una perdida de flujo irreversible.

Debido a la naturaleza de los coloides y compuestos disueltos en el agua, los polímeros hidrofílicos (como los celulósicos) generalmente proporcionan membranas que están menos sujetas a ensuciamiento que las hidrofóbicas (polisulfonas).

Cerámicas: Estas membranas están hechas por sinterización de compuestos inorgánicos. Generalmente esta clase no muestra algunos defectos de membrana, aunque la resistencia de filtración de las membranas de MF es mejor que las de UF.

Algunas ventajas de las membranas cerámicas comparadas con las sintéticas:

Bajo costo de mantenimiento. Amplio rango de pH(0 a 14). Alta resistencia a la temperatura(140 °C). Elevada limitación de presión ( 2MPa). Elevado caudal. Resistencia al ensuciamiento. Elevada selectividad.

2.1.3.3. Consideraciones especiales en la evaluación del proceso

Resistencia química y mecánica de la membrana para unos resultados fiables en aplicaciones de campo.

La optimización del proceso de ultrafiltración debe considerar la resistencia química y mecánica de las membranas. Estas propiedades están directamente relacionadas con el desgaste y el envejecimiento in situ, y así lo será el tiempo de vida de la membrana y la frecuencia de reemplazo de los módulos, reemplazar membranas representa del 30 - 60% del costo de producción de m3 de agua ultrafiltrada. La precipitación de ciertas sustancias minerales de UF es lo que más frecuentemente se han identificado. En algunas plantas de UF la oxidación de hierro y manganeso esta relacionado con el uso de oxidantes durante ciertos pasos (aireación o pretratamiento, inyección de cloro durante el retrolavado, etc.). La precipitación de hierro sobre la membrana produce ensuciamiento, el cual es reversible por retrolavado, pero debido al

incremento del espesor de la torta, se observa perdida de carga.

Pretratamiento de la UF

La ultrafiltración es similar a la OI pero el requerimiento de pretratamiento del agua de alimentación es mucho menor. Esto se debe a que el pretratamiento depende de la calidad del agua de alimentación, a estas membranas no hay necesidad de hacerles ajuste de pH y cloración. Sin embargo puede ser necesario ajustar el pH para disminuir la solubilidad de un soluto en la alimentación con el fin de aumentar su filtrabilidad, esto es muy importante en el caso de filtración de proteínas.La ultrafiltración se emplea para eliminar sólidos en suspensión y sólidos macromoleculares disueltos de los fluidos. Los módulos industriales están diseñados para aguas de alimentación con alta carga de sólidos.

El diseño de la configuración tubular hace que el pretratamiento requerido sea despreciable, incluso cuando se trata de aguas residuales de matadero altamente contaminados, cosa que no se da en las membranas de hoja plana. Para las capilares y de espiral enrollado. Los tratamientos mínimos son especificados por el fabricante debido a los problemas que pueden tener.

Prefiltración: Hay pocos requerimientos para los de fibra hueca o tubulares. El fabricante recomienda el tamaño de los prefiltros a utilizar. Los módulos arrollados en espiral no se utilizan directamente con el agua bruta aun con sistemas de prefiltrado, aquí influye el ancho del canal hidráulico, los prefiltros deben tener un quinto del ancho de los del espiral. La configuración de espiral que no puede ser retrolavada y muestra bajo rendimiento de limpieza química, puede necesitar un pretratamiento con filtro de arena al igual que la OI y NF.

Ajuste de pH: Se necesita cuando el agua esta por fuera del rango de trabajo de pH de la membrana. Este ajuste se necesita rara vez. Debe tenerse en cuenta que el ajuste de pH no es necesario para el control de la incrustación, ya que las membranas de UF no eliminan iones disueltos. Sin embargo se puede dar la precipitación de carbonato de calcio, haciéndose necesario modificar el pH para evitar la precipitación de esta sal en la membrana, tuberías y tanques.

Preoxidación: Las aguas que contienen hierro y manganeso disueltos o quelados tienen que ser tratados con una oxidación para precipitar estos iones antes de la filtración por la membrana.

Coagulación/adsorción: La materia orgánica natural(MON) es de gran importancia en el ensuciamiento . Para eliminarla se utiliza carbón activo y coagulantes (alúmina, cloruro férrico, etc.).

Procedimiento de retrolavado. El retrolavado es uno de los métodos que más controla el ensuciamiento de la membrana de fibra hueca. Usualmente se usa una bomba de retrolavado para revertir el flujo del permeado, del lado del permeado a lado de producción de la membrana, a una presión efectiva de 5 a 10 psi. El permeado se usa para limpiar la superficie de la membrana(por ejemplo la torta formada) y desconcentrar el sistema de tuberías. El agua de retrolavado, es pues, un rechazo. En la limpieza por retrolavado el cloro desempeña un papel primordial para evitar el ensuciamiento.

. Pretratamiento

Prefiltración: En comparación con los procesos convencionales de clarificación del agua, donde se añaden coagulantes y otros productos químicos antes de la filtración, bastan pocos requerimientos de pretratamiento para los sistemas de fibra hueca cuando las partículas y los microorganismo son los contaminantes. Son necesarios prefiltros para eliminar grandes partículas que pueden cegar el interior de las fibras. El precribado nominal o tamaño de prefiltro esta en el rango de 50 a 200 m, dependiendo del diámetro interior de la fibra. Hay varios tipos de prefiltros tales como, filtros de disco o filtros de bolsa y en otros casos se utiliza adición de coagulantes.

Ajuste de pH: Este ajuste puede requerirse antes de la filtración de membranas para mantenerlo en el rango adecuado, esto es más importante para polímeros de derivados celulósicos.

PLANTAS DE PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

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 un 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.

- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro 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.

La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a

dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a

otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:

1 grano = 0,064798 g

Peso molecular del H2S = 34.

ppm (V) = %(V)*104

Granos/100PCN = (5.1)

Miligramos/m³ = (5.2)

Donde, %(V) es la concentración en porcentaje

por volumen y ppm (V) es la concentración en

partes por millón por volumen.

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.

Procesos de Absorción Física

La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables

cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se

regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas

cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero

como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más

alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la

solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un

alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar

una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes

son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente

viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes

condiciones:

Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o

más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( No se requiere llevar su

concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S

PROCEDIMIENTO PRELIMINAR PARA SELECCIONAR UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO

[editar]Selección de Procesos Aplicables

Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos

aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:

Especificaciones del gas residual

Composición del gas de entrada

Consideraciones del proceso

Disposición final del gas ácido

Costos

• Especificaciones del gas residual.

Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas

de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las

concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos

casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces

que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar

su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en

que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido

por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el

desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante,

quizás el más, en el gas de salida.

El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación

de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas

porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los

líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento

de estos líquidos.

• Características del Gas a Tratar.

Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento,

algunos procesos tienen desempeños muy pobres con algunos gases de

entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la

composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad relativa

de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen

tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras

más pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas

de espumas sino que también afectan el proceso de recuperación de

azufre.

La presión del gas de entrada también es un factor importante en la

selección del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción

física requieren presiones de al menos unas 400 Lpc., normalmente de

800 Lpc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va

a trabajar a presiones bajas.

La temperatura del gas también es importante porque define la

temperatura del solvente; una buena recomendación es que la

temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por encima de la del gas

de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada habrá

condensación y los siguientes problemas de formación de espumas.

La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el

número de plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes

de gas.

• Consideraciones del Proceso

La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe

evaluar antes de hacer el diseño, esto es importante en los costos de

equipo y operación. La disponibilidad del medio de enfriamiento también

es importante por la misma razón expuesta antes. Además la

temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de

circulación del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto

costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el

medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del

solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 –

140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan

mejor a temperaturas bajas.

• 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.

• Costos

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

Costos de equipo

Costos de Potencia

Costos de solvente

Costos de combustible.

Endulzamiento Del Gas Natural

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores.El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser “desacidificación”. En términos generales, se puede decir que 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” Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado. La diferencia molar de ambas condiciones...

Muchos gases naturales disponibles para el procesamiento, manifiestan contenidos de Sulfuro de Hidrógeno(H2S) (ácido sulfídrico) o Dióxido de Carbono (CO2) (anhídrido carbónico), aunque existen otros gases nocivos como los Mercaptanos (RSH), el Disulfuro de Carbono (CS2) o el Sulfuro de Carbono (COS).Es normal encontrar los primeros, presentes en la mezcla superando los valores admitidos por las normas de transporte o Seguridad Ambiental o Personal. Por ésta razón, y por los daños que producen en equipos y cañerías (gasoductos) al ser altamente corrosivos bajo ciertas condiciones, se hace necesario removerlos.

Remover los componentes que hacen que un gas natural sea ácido entonces, se denomina

endulzar el gas natural. La selección de un proceso de endulzamiento, generalmente realizada

dentro de un contexto de relación costo-beneficio, dependerá de varios factores: Tipo de contaminantes a remover.

Concentración de los contaminantes y grado de remoción requerido.

Selectividad requerida

Cuando se trate de sulfuros, si se requiere la recuperación de azufre como tal.

Tipos de Proceso de Endulzamiento del Gas Natural

Planta de Aminas:

Uno de los materiales más comúnmente usados para la remoción de los gases ácidos es

una solución de monoetanolamina (MEA – derivado del amoníaco). Otros químicos usados

para remover gases ácidos son la dietanolamina (DEA) y el Sulfinol (mezcla de sulfolano,

disopropanolamina y agua).

Los dos primeros productos químicos remueven los gases ácidos a través de una reacción

química, mientras que el Sulfinol trabaja sobre la base de una reacción química más una

absorción física.

Las llamadas aminas selectivas (ej. MDEA), absorben preferentemente SH2 sobre CO2. Las

aminas formuladas, son ofrecidas por diferentes firmas de tecnología de procesos, preparadas en

base a MDEA, que mejoran las perfomances en las plantas de tratamiento.

Plantas con Tamices Molectulares o Membranas:Los tamices moleculares operan con los mismos principios ya comentados anteriormente en otros procesos del tipo adsorción, y son regenerados con calor de la misma manera que se realiza en ellos. Igualmente se utilizan los diferentes grados de permeabilidad, permitiendo el pasaje de ciertos productos selectivamente.Planta de Recuperación de Sulfuro:

El sulfuro simple es producido a partir del sulfuro de hidrógeno en gas ácido a través del proceso

Claus, durante el cual se provoca una reacción sobre el sulfuro de hidrógeno con el oxígeno del

aire. El gas ácido y el aire reaccionan no catalíticamente por combustión en un horno o hervidor

de tubo de fuego. La mayor parte del gas es enfriado para condensar el azufre, el cual es

removido.

Parte del gas más caliente es combinado con el primer efluente condensador para obtener la

temperatura deseada de entrada del primer reactor.

La reacción del sulfuro de hidrógeno y del dióxido de sulfuro acompañados por un aumento de la

temperatura tiene lugar catalíticamente en el reactor luego de lo cual el efluente es enfriado y el

azufre es condensado y removido. El gas del segundo reactor es recalentado por intercambio con

el efluente del primer reactor.

La reacción posterior en el segundo reactor produce más azufre, el cual es condensado y

removido en el condensador final. El gas luego se dirige hacia un incinerador donde todo resto de

componente de azufre es incinerado hasta obtener dióxido de sulfuro y descargado hacia la

atmósfera.

La conversión de sulfuro de hidrógeno en azufre puede exceder el 96 por ciento en una planta de

estas características, pero depende del contenido de sulfuro de hidrógeno del gas ácido.

Un tercer reactor puede alcanzar una recuperación de 97+ por ciento.

Lechos no Regenerativos:Algunos gases contienen lo que equivale a sólo cantidades de rastros de sulfuro de hidrógeno, pero la concentración puede exceder en varias veces la especificada en el contrato de gas para la venta.

La esponja de hierro consiste en óxido de hierro depositado sobre trocitos de madera o viruta. El

óxido de hierro es convertido en sulfuro de hierro al endulzar el gas y posee una vida

relativamente corta.