OTROS PROCESOS Y TRATAMIENTOS DEL GAS NATURAL

Responsable de grupo ……………………………………………… Ruddy Alegre Calzadilla

Encargado de recopilación de información………………….Gerson Delgadillo

Encargado de la redacción ………………………………….. …..Karen Julia Laguna Moscoso

Encargado de revisar el trabajo ……………………………….. Luis Alejandro Medina Suarez

INDICE

Dedicatoria…………………………………………………………….………Pag. 3 Introducción………………………………………………………… .………Pag 4 Justificación……………………………………………………………………Pag. 5 Que es el gas acido………………………………...…………………………..Pag. 6

Formacion de gas acido………………………………………………………Pag. 11 Contenido de gases acidos…………………………………………………..Pag. 24 Procesos de remoción……………………………………………….…….….Pag. 26

Criterios para la selección de procesos……………………………………Pag. 28

Proceso de endulzamiento en lecho sólido………………………… ……..Pag.36 Proceso hierro - esponja……………………………………………………. Pag.39

Procesos de absorción física………………………………………………….Pag.42 Procesos de agua limpia (Aquasorption) ……………………………….....Pag 46 Proceso con selexol (solvente)… ………………………………………..…Pag. 47

Proceso de absorción química……………………………………………….Pag. 48 Procesos del carbonato caliente……………………..…………………….Pag. 53 Procesos Colmes - Stretford…………………………………… ………….Pag. 54

Descripcion del circuito de la planta de aminas……………………………Pag. 55 Endulzamiento de gas natural con aminas………………………………….Pag. 57 Consecuencias de no realizar el proceso de endulzamiento del gas natural…………………………………………...............................Pag.63

Conclusión………………………………………………..……………………..Pag. 65 Bibliografia…………………………………………………..…………………..Pag. 66

DEDICATORIA

Primeramente a dios por habernos permitido llegar hasta este punto y haberme

dado salud, ser el manantial de vida y darnos lo necesario para seguir adelante

día a día  para lograr nuetros objetivos, además de su infinita bondad y amor. 

A nuestros padres por apoyado en todo momento, por sus consejos, sus valores,

por la motivación constante que nos ha permitido ser unas persona de bien, pero

más que nada, por su amor. a mi padre por los ejemplos de perseverancia y

constancia que lo caracterizan y que me ha infundado siempre, por el valor

mostrado para salir adelante y por su amor. a mi hermana por ser el ejemplo de

una hermana mayor y de la cual aprendí aciertos y de momentos difíciles y a todos

aquellos que ayudaron directa o indirectamente a realizar este documento 

A nuestro docente por su gran apoyo y motivación para la culminación de nuestros

estudios profesionales, por su apoyo ofrecido en este trabajo, por habernos

transmitido los conocimientos obtenidos y haberme llevado pasó a paso en el

aprendizaje y asi la elaboracion de este capitulo de la monografia  

INTRODUCCION

Un combustible alterno que ha surgido actualmente es el gas natural. El gas

natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos formados principalmente por

metano. Sin embargo, debido a que se encuentra en depósitos naturales

subterráneos viene acompañado de diversas impurezas o contaminantes, entre

los cuales están los gases ácidos H2S y CO2 que provocan corrosión en las líneas

y equipos de proceso dificultando su distribución, disminuyen su poder energético

e incrementan la toxicidad en los gases emitidos durante la combustión.

Para la remoción o eliminación de estos compuestos ácidos del gas se utilizan

sistemas de absorción- desorción utilizando un solvente selectivo. El gas

alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce

generalmente como “endulzamiento”.

El aumento en la demanda de gas natural obliga a mejorar el proceso de endulzamiento, al incrementar la producción de gas dulce y disminuir los costos de operación. Estudios realizados en esta área se encaminan a la reducción de perdidas de amina, mediante la manipulación de las variables operativas e implementación de dispositivos obteniéndose excelentes resultados en el ahorro de costos sin alterar la capacidad ni la calidad de endulzamiento

JUSTIFICACION

Esta unidad está destinada a estudiar los procesos de eliminación de compuestos

ácidos contenidos en el gas natural tales como el dióxido de carbono, monóxido

de carbono, y sulfuro de hidrógeno o ácido sulfhídrico, que son causantes de la

corrosión de los equipos. Estos procesos se denominan de endulzamiento o

desacidificación del gas natural. También se describen los diferentes procesos

comerciales de endulzamiento y se propone el diseño de los sistemas de

endulzamiento y el dimensionamiento de los equipos que lo componen.

1.-QUE ES EL GAS ACIDO?

Es un componente indeseable del gas natural. Como ser dióxido de carbono, acido sulfhídrico y mercaptanos. Provocan daño a las cañerías y al equipo. Existen normas que establecen los porcentajes aceptables de estos componentes para las diferentes operaciones y comercialización del gas natural.

Sulfuro de hidrógeno ,

El  denominado ácido sulfhídrico en disolución acuosa (H2Saq), es un hidrácido de fórmula H2S. Este gas, más pesado que el aire, es inflamable, incoloro, tóxico, odorífero: su olor es el de materia orgánica en descomposición, como de huevos podridos. A pesar de ello, en el organismo humano desempeña funciones esenciales.

En la nomenclatura química la desinencia -uro corresponde a los haluros, es decir a las sales que no contienen oxígeno. Puesto que sal "es un compuesto iónico formado por un catión distinto de H+ y un anión distinto de OH- u O2-: ácido + base --> sal + agua",2 la expresión «sulfuro de hidrógeno» resulta extraña, pues implica que el hidrógeno se sustituye a sí mismo.

Para evitar esta incongruencia en su denominación, al H2S se le podría considerar como disolución acuosa (aq en la fórmula), es decir ácido sulfhídrico.

Con bases fuertes genera sales: los sulfuros. Su punto de ebullición es de 212,86 K.

El ácido sulfhídrico se encuentra naturalmente en petróleo «crudo» (no procesado), gas natural, gases volcánicos y manantiales de aguas termales. También puede existir en aguas pantanosas, lagunas o aguas estancadas, desagües, estanques de harina o de aceite de pescado, barcos pesqueros y alcantarillados.

Han ocurrido muertes en lagos o lagunas estancadas cuando el ácido sulfhídrico borbota desde las profundidades y alcanza a personas en la superficie. Como este ácido es más denso que el aire se generan fraccionamientos por diferencias de densidad. Generalmente es por descomposición anaerobia de restos orgánicos.

También puede ocurrir por degradación bacteriana de materia orgánica en condiciones anaeróbicas. Así mismo se genera en refinerías de petróleo.

El ácido sulfhídrico (H2S) es un gas inflamable, incoloro, de olor característico a huevos podridos, perceptible en contenidos muy bajos. Este olor proviene de H2S generado por descomposición bacteriana de proteínas que contienen azufre.3 Se lo conoce comúnmente como ácido hidrosulfúrico o gas de alcantarilla. Es uno de los compuestos destacados como causantes de molestias por malos olores.

Por esto se han desarrollado diversos procesos de desodorización que lo eliminan de corrientes contaminadas. Ejemplos: los tratamientos de gas con aminas en la industria y la utilización de nitrato cálcico en aguas residuales.

El ácido sulfhídrico es extremadamente nocivo para la salud. Bastan 20-50 partes por millón (ppm) en el aire para causar un malestar agudo que conlleva a la asfixia y a muerte por sobreexposición. Por su grado de toxicidad se le localiza directamente debajo del ácido cianhídrico (HCN).

Es habitual que obreros del sector portuario sean afectados con resultados fatales cuando entran en bodegas que han transportado productos derivados de la pesca. En este caso el ácido sulfhídrico proviene de proteínas sulfuradas que se degradan y liberan el ácido mencionado.

Dióxido de carbono

también denominado óxido de carbono (IV), gas carbónico y anhídrido carbónico (los dos últimos cada vez más en desuso[cita requerida]), es un gas cuyas moléculas están compuestas por dos átomos de oxígeno y uno de carbono. Su fórmula molecular es CO2.

Su representación por estructura de Lewis es: O=C=O.

Es una molécula lineal y no polar, a pesar de tener enlaces polares. Esto se debe a que, dada la hibridación del carbono, la molécula posee una geometría lineal y simétrica.

El dióxido de carbono fue uno de los primeros gases a ser descrito como una sustancia distinta del aire. En el siglo XVII, el químico flamenco Jan Baptist van Helmont observó que cuando se quema carbón en un recipiente cerrado, la masa resultante de la ceniza era mucho menor que la del carbón original. Su interpretación fue que el carbón fue transformado en una sustancia invisible que él llamó un "gas" o "espíritu silvestre" (spiritus sylvestre).

Las propiedades del dióxido de carbono fueron estudiadas más a fondo en la década de 1750 por el médico escocés Joseph Black, quien encontró que la piedra caliza (carbonato de calcio) al calentarse o tratarse con ácidos producía un gas que llamó "aire fijo". Observó que el aire fijo era más denso que el aire y que no sustentaba ni las llamas ni a la vida animal. Black también encontró que al burbujear a través de una solución acuosa de cal (hidróxido de calcio), se precipitaba carbonato de calcio. Posteriormente se utilizó este fenómeno para ilustrar que el dióxido de carbono se produce por la respiración animal y la fermentación microbiana. En 1772, el químico Inglés Joseph Priestley publicó un documento tituladoImpregnación de agua con aire fijo en el que describía un proceso de goteo de ácido sulfúrico (o aceite de vitriolo como Priestley lo conocía) en tiza para producir dióxido de carbono, obligando a que el gas se disolviera; agitando un cuenco de agua en contacto con el gas, obtubo agua carbonatada. Esta fue la invención del agua carbonatada. El dióxido de carbono se licuó primero (a presiones elevadas) en 1823 por Humphry Davyy Michael Faraday. La primera descripción de dióxido de carbono sólido fue dada por Charles Thilorier, quien en 1834 abrió un recipiente a presión de dióxido de carbono líquido, sólo para

descubrir que el enfriamiento producido por la evaporación rápida del líquido produjo "nieve" de dióxido de carbono sólido (nieve carbónica).

Ciclo del carbono 

El ciclo del dióxido de carbono comprende, en primer lugar, un ciclo biológico donde se producen unos intercambios de carbono (CO2) entre la respiración de los seres vivos y la atmósfera. La retención del carbono se produce a través de la fotosíntesis de las plantas, y la emisión a la atmósfera, a través de la respiración animal y vegetal. Este proceso es relativamente corto y puede renovar el carbono de toda la Tierra en 20 años.

En segundo lugar, el ciclo del dióxido de carbono comprende un ciclo biogeoquímico más extenso que el biológico y que regula la transferencia entre la atmósfera y los océanos y el suelo (litosfera). El CO2 emitido a la atmósfera, si supera al contenido en los océanos, ríos, etc., es absorbido con facilidad por el agua, convirtiéndose en ácido carbónico (H2CO3). Este ácido débil influye sobre los silicatos que constituyen las rocas y se producen los iones bicarbonato (HCO3−). Los iones bicarbonato son asimilados por los animales acuáticos en la formación de sus tejidos. Una vez que estos seres vivos mueren, quedan depositados en los sedimentos calcáreos de los fondos marinos. Finalmente, el CO2 vuelve a la atmósfera durante las erupciones volcánicas, al fusionarse en combustión las rocas con los restos de los seres vivos. Los grandes depósitos de piedra caliza en el lecho del océano así como en depósitos acotados en la superficie son verdaderos reservorios de CO2. En efecto, el calcio soluble reacciona con los iones bicarbonato del agua (muy solubles) del siguiente modo:

Ca2+ + 2 HCO3− = CaCO3 + H2O + CO2

En algunas ocasiones, la materia orgánica queda sepultada sin producirse el contacto entre ésta y el oxígeno, lo que evita la descomposición aerobia y, a través de la fermentación, provoca la transformación de esta materia en carbón, petróleo y gas natural.

Monóxido de carbono

El Monóxido de Carbono (CO): Este es un gas tóxico incoloro e inodoro. Es elproducto de la combustión incompleta en condiciones de deficiencia de oxígeno.Si el oxígeno es suficiente, la combustión produce dióxido de carbono (C02) decombustibles sólidos, líquidos y gaseosos. Los artefactos domésticos alimentadoscon gas, petróleo, querosén, carbón o leña pueden producir monóxido de carbono(CO). En cantidades excesivas.Si tales artefactos no están debidamente instalados y mantenidos y no soncorrectamente utilizados, se puede acumular (CO), y este puede llegar a niveles

peligrosos, e incluso letales, en automóviles, casas o zonas con ventilacióndeficiente. La exposición de las personas a concentraciones importantes demonóxido de carbono en el aire, puede suponer problemas importantes para lasalud. El (CO) se combina rápidamente con la hemoglobina de la sangre,contenida en los glóbulos rojos o eritrocitos, produciendo carboxihemoglobina lacual reduce, a veces a niveles fatales, la capacidad de transporte de oxígeno delos pulmones a las células del organismo.La función normal de la hemoglobina es transportar el oxígeno de los pulmones alas células y recoger el (C02) para evacuarlo por los pulmones. A bajos niveles(200 ppm, V) durante 3 horas o 400 ppm, V durante 1 hora), el CO puede causarfalta de aliento, náusea y mareos ligeros y puede afectar la salud después de un

tiempo

Nitrogeno

El Nitrógeno ( ) 2 N Este elemento se encuentra presente en el gas natural que

ocasiona una reducción en su valor calorífico, en grandes concentraciones genera

la formación de Óxidos de Nitrógeno ( ) X N0 al momento de la combustión misma,

lo que puede conducir a la formación de Ozono ( ) 3 0 en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión al combinarse radicales de nitrógeno, procedentes del propio combustible o bien, del propio aire, con el oxigeno de la combustión. Este fenómeno tiene lugar en reacciones de elevada temperatura, especialmente procesos industriales y en motores alternativos, alcanzándole proporciones del 95-98% de Oxido de Nítrico (NO) y del 2-5% de Dióxido de Nitrógeno (N02 ).

Dichos óxidos, por su carácter ácido contribuyen, junto con el Dióxido de Azufre

( ) 2 S0 a la lluvia ácida, ya que si se juntan con el agua puede formar sus ácidos,

también participan en la formación del "smog" (término anglosajón que se refiere a

la mezcla de humedad y humo que se produce en invierno sobre las grandes

ciudades). La naturaleza del gas (su combustión tiene lugar en fase gaseosa)

permite alcanzar una mezcla mas perfecta con el aire de combustión lo que

conduce a combustiones completas y más eficientes, con un menor exceso de

aire.

La propia composición del gas natural genera dos veces menos emisiones de

(NOx) que el carbón y 2,5 veces menos que el fuel-oil. Las modernas instalaciones

tienen a reducir las emisiones actuando sobre la temperatura, concentración de

nitrógeno y tiempos de residencia o eliminándolo una vez formado mediante

dispositivos de reducción catalítica.

El óxido nítrico (NO) y el dióxido de nitrógeno (NO2) se suelen considerar en

conjunto con la denominación de (NOx) Son contaminantes primarios de mucha

trascendencia en los problemas de contaminación. El emitido en más cantidad es

el (NO), pero sufre una rápida oxidación a (NO2), siendo este el que predomina en

la atmósfera. El. (NOx) tiene una vida corta y se oxida rápidamente a Nitrato ( − )

3 N0 en forma de aerosol o a Acido Nítrico (HNO3) Tiene una gran trascendencia en la formación del smog fotoquímico, del nitrato de peroxiacetilo (PAN) e influye en las reacciones de formación y destrucción del ozono, tanto troposférico como

estratosférico, así como en el fenómeno de la lluvia ácida. En concentraciones

altas produce daños a la salud y a las plantas y corroe tejidos y materiales

diversos.

Las actividades humanas que los producen son, principalmente, las combustiones

realizadas a altas temperaturas. El Oxido Nitroso (N2O) En la troposfera es inerte y su vida media es de unos 170 años. Va desapareciendo en la estratosfera en

reacciones fotoquímicas que pueden tener influencia en la destrucción de la capa

de ozono. También tiene efecto invernadero Procede fundamentalmente de

emisiones naturales (procesos microbiológicos en el suelo y en los océanos) y

menos de actividades agrícolas y ganaderas (alrededor del 10% del total).Algunos

otros gases como el amoniaco (NH3) son contaminantes primarios, pero

normalmente sus bajos niveles de emisión hacen que no alcancen

concentraciones dañinas.

Disulfuro de Carbono

En estado puro es un líquido incoloro, es un compuesto volátil y muy fácilmente inflamable. Tiene un color característico que empeora si esta impuro, se hidroliza en forma parcial o total liberando sulfuro de hidrógeno.

Se mezcla completamente con la mayor parte de los disolventes

orgánicos. Se obtiene por reacción directa de los elementos azufre y carbono a

una temperatura de 800 a 1000C, también se forma en algunos en condiciones

anaeróbicas.

La exposición prolongada de vapores de este componente, lleva a síntomas de

intoxicación, que puede llevar al individuo hasta el desmayo total. La intoxicación

crónica produce fuertes dolores de cabeza, como también la pérdida del sueño. Es

un compuestos con alto grado de toxicidad, en la industria de los hidrocarburos

participa en forma activa, en la gran mayoría de los proceso de corrosión,

causando un grave problema de impacto ambiental.

El disulfuro de carbono impuro que generalmente se usa en la mayoría de los

procesos industriales es un líquido amarillento. Este componente se evapora a

temperatura ambiente, y el vapor es más de dos veces más pesado que el aire.

Explota fácilmente en el aire y también se enciende con mucha facilidad. En la

naturaleza, pequeñas cantidades del compuesto ocurren en gases liberados a la

superficie terrestre, como por ejemplo erupciones volcánicas o sobre pantanos. La

cantidad del compuesto que se libera al aire a través de procesos naturales es

difícil de estimar, el mismo se evapora rápidamente al ser liberado al medio

ambiente, y permanece disuelto en aguas durante mucho tiempo. A niveles muy

altos el disulfuro de carbono puede ser fatal debido a sus efectos sobre l sistema

nervioso.

Los Mercaptanos

Estos son compuesto orgánico que contiene el grupo (HS), llamado grupo (tiol) o Sulfhidrilo).

Los mercaptanos son análogos delos alcoholes y los fenoles. En los mercaptanos el grupo (SH) ha sido sustituido.

Los mercaptanos son compuestos que tienen su origen en los compuestos

azufrados, también reciben el nombre de tioles. Estos, componentes suelen

desarrollarse a partir del sulfuro de hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno se produce

en forma natural, ahora si no se establecen claramente las cantidades necesarias,

en lugar de producir sulfuro de hidrógeno se puede obtener un mercaptano

1.1-FORMACION DEL GAS ACIDO.

La relación tiempo-temperatura para la maduración de los hidrocarburos se representa en este diagrama. Si sedimentos orgánicos se mantienen entre 150ºC a 200ºC durante 1 millón de años, entonces se formará el petróleo. Si la temperatura excede los 200ºC, se formará gas. Sin embargo si la temperatura sube aún más, se formará gas ácido. Si por el contrario las capas fuentes de material orgánico se encuentran a solamente 100ºC, entonces harán falta 100 millones de años para que maduren hasta convertirse en hidrocarburos.

Un ácido (del latín acidus, que significa agrio) es considerado tradicionalmente como cualquier compuesto químico que, cuando se disuelve en agua, produce una solución con una actividad de catión hidronio mayor que el agua pura, esto es, un pH menor que 7. Esto se aproxima a la definición moderna de Johannes Nicolaus Brønsted y Thomas Martin Lowry, quienes definieron independientemente un ácido como un compuesto que dona un catión hidrógeno (H+) a otro compuesto (denominado base). Algunos ejemplos comunes son el ácido acético (en el vinagre), el ácido clorhídrico (en el Salfumant y los jugos gástricos), el ácido

acetilsalicílico (en la aspirina), o el ácido sulfúrico (usado en baterías de automóvil). Los sistemas ácido/base se diferencian de las reacciones redox en que, en estas últimas hay un cambio en el estado de oxidación. Los ácidos pueden existir en forma de sólidos, líquidos o gases, dependiendo de la temperatura. También pueden existir como sustancias puras o en solución.

A las sustancias químicas que tienen la propiedad de un ácido se les denomina ácidas.

Reacción ácido-base.

Propiedades de los ácidos

Tienen sabor agrio como en el caso del ácido cítrico en la naranja y el limón.

Cambian el color del papel tornasol azul a rosa, el anaranjado de metilo de anaranjado a rojo y deja incolora a la fenolftaleína.

Son corrosivos.

Producen quemaduras de la piel.

Son buenos conductores de electricidad en disoluciones acuosas.

Reaccionan con metales activos formando una sal e hidrógeno.

Reaccionan con bases para formar una sal más agua.

Reaccionan con óxidos metálicos para formar una sal más agua.

Ácidos de Arrhenius

El químico sueco Svante Arrhenius fue el primero en atribuir las propiedades de acidez al hidrógeno en 1884. Un ácido de Arrhenius es una sustancia que aumenta la concentración de catión hidronio, H3O+, cuando se disuelve en agua. Esta definición parte del equilibrio de disociación del agua en hidronio e hidróxido:

H2O(l) + H2O (l) H3O+(ac) + OH-(ac)

En agua pura, la mayoría de moléculas existen como H2O, pero un número pequeño de moléculas están constantemente disociándose y reasociándose. El agua pura es neutra con respecto a la acidez o basicidad, debido a que la concentración de iones hidróxido es siempre igual a la concentración de iones hidronio. Una base de Arrhenius es una molécula que aumenta la concentración del ion hidróxido cuando está disuelta en agua. En química se escribe con frecuencia H+(ac) significando ion hidrógeno o protón al describir reacciones

ácido-base, pero no hay evidencia suficiente de que exista en disolución acuosa el núcleo de hidrógeno libre; sí que está probada la existencia del ion hidronio, H3O+ e incluso de especies de mayor nuclearidad. Los compuestos que no tienen hidrógeno en su estructura no son considerados ácidos de Arrhenius. Tampoco son bases de Arrhenius los compuestos que no tienen OH en su estructura.

Ácidos de Brønsted-Lowry

Teoría ácido-base de Brønsted-Lowry.

Aunque el concepto de Arrhenius es muy útil para describir muchas reacciones, también está un poco limitado en su alcance. En 1923, los químicos Johannes Nicolaus Brønsted y Thomas Martin Lowry reconocieron independientemente que las reacciones ácido-base involucran la transferencia de un protón. Un ácido de Brønsted-Lowry (o simplemente ácido de Brønsted) es una especie que dona un protón a una base de Brønsted-Lowry. La teoría ácido-base de Brønsted-Lowry tiene varias ventajas sobre la teoría de Arrhenius. Considere las siguientes reacciones del ácido acético (CH3COOH), el ácido orgánico que le da al vinagre su sabor característico:

Ambas teorías describen fácilmente la primera reacción: el CH3COOH actúa como un ácido de Arrhenius porque actúa como fuente de H3O+ cuando está disuelto en agua, y actúa como un ácido de Brønsted al donar un protón al agua. En el segundo ejemplo, el CH3COOH sufre la misma transformación, donando un protón al amoníaco (NH3), pero no puede ser descrito usando la definición de Arrhenius de un ácido, porque la reacción no produce cationes hidronio. La teoría de Brønsted-Lowry también puede ser usada para describir compuestos moleculares, mientras que los ácidos de Arrhenius deben ser compuestos iónicos. El cloruro de hidrógeno (HCl) y amoníaco se combinan bajo varias condiciones diferentes para formar cloruro de amonio, NH4Cl. En solución acuosa, el HCl se comporta como ácido clorhídrico y existe como cationes hidronio y aniones cloruro. Las siguientes reacciones ilustran las limitaciones de la definición de Arrhenius:

1.) H3O+(ac) + Cl-(ac) + NH3 → Cl-(ac) + NH+

4(aq)

2.) HCl(benceno) + NH3(benceno) → NH4Cl(s)

3.) HCl(g) + NH3(g) → NH4Cl(s)

Como con las reacciones del ácido acético, ambas definiciones trabajan para el primer ejemplo, donde el agua es el solvente y se forma ion hidronio. Las siguientes dos reacciones no involucran la formación de iones, pero pueden ser vistas como reacciones de transferencia de protones. En la segunda reacción, el cloruro de hidrógeno y el amoníaco reaccionan para formar cloruro de amonio sólido en un solvente benceno, y en la tercera, HCl gaseoso y NH3 se combinan para formar el sólido.

Ácidos de Lewis

Artículo principal: Ácidos y bases de Lewis.

Un tercer concepto fue propuesto por Gilbert N. Lewis, el cual incluye reacciones con características ácido-base que no involucran una transferencia de protón. Un ácido de Lewis es una especie que acepta un par de electrones de otra especie; en otras palabras, es un aceptor de par de electrones. Las reacciones ácido-base de Brønsted son reacciones de transferencia de protones, mientras que las reacciones ácido-base de Lewis son transferencias de pares de electrones. Todos los ácidos de Brønsted son también ácidos de Lewis, pero no todos los ácidos de Lewis son ácidos de Brønsted. Las siguientes reacciones podrían ser descritas en términos de química ácido-base.

En la primera reacción, un anión fluoruro, F-, cede un par electrónico al trifluoruro de boro para formar el producto tetrafluoroborato. El fluoruro "pierde" un par de electrones de valencia debido a que los electrones compartidos en el enlace B-F están ubicados en la región de espacio entre los dos núcleos atómicos y, en consecuencia, están más distantes del núcleo del fluoruro que en el anión fluoruro solitario. BF3 es un ácido de Lewis porque acepta el par de electrones del fluoruro. Esta reacción no puede ser descrita en términos de la teoría de Brønsted, debido a que no hay transferencia de protones. La segunda reacción puede ser descrita por cualquiera de las dos últimas teorías. Un protón es transferido desde un ácido de Brønsted no especificado hacia el amoníaco, una base de Brønsted; alternativamente, el amoníaco actúa como una base de Lewis y transfiere un par libre de electrones para formar un enlace con un ion hidrógeno. La especie que gana el par de electrones es el ácido de Lewis; por ejemplo, el átomo de oxígeno en H3O+ gana un par de electrones cuando uno de los enlaces H-O se rompe, y los electrones compartidos en el enlace se localizan en el oxígeno. Dependiendo del contexto, los ácidos de Lewis también pueden ser descritos como agentes reductores o como electrófilo.

La definición de Brønsted-Lowry es la definición más ampliamente usada; salvo que se especifique de otra manera, se asume que las reacciones ácido-base involucran la transferencia de un catión hidrón (H+) de un ácido a una base.

Disociación y equilibrio

Las reacciones de ácidos son generalizadas frecuentemente en la forma HA H+ + A-, donde HA representa el ácido, y A- es la base conjugada. Los pares ácido-base conjugados difieren en un protón, y pueden ser interconvertidos por la adición o eliminación de un protón (protonación y deprotonación, respectivamente). Obsérvese que el ácido puede ser la especie cargada, y la base conjugada puede ser neutra, en cuyo caso el esquema de reacción generalizada podría ser descrito como HA+ H+ + A. En solución existe un equilibrio entre el ácido y su base conjugada. La constante de equilibrio K es una expresión de las concentraciones del equilibrio de las moléculas o iones en solución. Los corchetes indican concentración, así [H2O] significa la concentración de [H2O]. La constante de disociación ácida Ka es usada generalmente en el contexto de las reacciones ácido-base. El valor numérico de Ka es igual a la concentración de los productos, dividida por la concentración de los reactantes, donde el reactante es el ácido (HA) y los productos son la base conjugada y H+.

El más fuerte de los dos ácidos tendrá Ka mayor que el ácido más débil; la relación de los iones hidrógeno al ácido será mayor para el ácido más fuerte, puesto que el ácido más fuerte tiene una tendencia mayor a perder su protón. Debido al rango de valores posibles para Ka se extiende por varios órdenes de magnitud, más frecuentemente se utiliza una constante más manipulable, pKa, donde pKa = -log10 Ka. Los ácidos más fuertes tienen pKa menor que los ácidos débiles. Los valores de pKa. determinados experimentalmente a 25 °C en solución acuosa suelen presentarse en libros de texto y material de referencia.

Nomenclatura

En el sistema de nomenclatura clásico, los ácidos son nombrados de acuerdo a sus aniones. El sufijo iónico es eliminado y es reemplazado con un nuevo sufijo (y a veces prefijo), de acuerdo con la tabla siguiente.

Sistema de nomenclatura clásico:

Prefijo Anión Sufijo Anión Prefijo Ácido Sufijo Ácido Ejemplo

per ato per ácido ico ácido perclórico (HClO4)

ato ácido ico ácido clórico (HClO3)

ito ácido oso ácido cloroso (HClO2)

hipo ito hipo ácido oso ácido hipocloroso (HClO)

uro hidro ácido ico ácido clorhídrico (HCl)

Por ejemplo, HCl tiene un cloruro como su anión, por lo que el sufijo -uro hace que tome la forma de ácido clorhídrico. En las recomendaciones de nomenclatura IUPAC, simplemente se agrega acuoso al nombre del compuesto iónico. En consecuencia, para el cloruro de hidrógeno, el nombre IUPAC sería cloruro de hidrógeno acuoso. El sufijo -hídrico es agregado sólo si el ácido está compuesto solamente de hidrógeno y un otro elemento.

Fuerza de los ácidos

La fuerza de un ácido se refiere a su habilidad o tendencia a perder un protón. Un ácido fuerte es uno que se disocia completamente en agua; en otras palabras, un mol de un ácido fuerte HA se disuelve en agua produciendo un mol de H+ y un mol de su base conjugada, A-, y nada del ácido protonado HA. En contraste, un ácido débil se disocia sólo parcialmente y, en el equilibrio, existen en la solución tanto el ácido como su base conjugada. Algunos ejemplos de ácidos fuertes son el ácido clorhídrico (HCl), ácido yodhídrico (HI), ácido bromhídrico (HBr), ácido perclórico (HClO4), ácido nítrico (HNO3) y ácido sulfúrico (H2SO4). En agua, cada uno de estos se ioniza prácticamente al 100%. Mientras más fuerte sea un ácido, más fácilmente pierde un protón, H+. Dos factores clave que contribuyen a la facilidad de deprotonación son la polaridad del enlace H-A. La fuerza de los ácidos suele ser discutida también en términos de la estabilidad de la base conjugada.

Los ácidos más fuertes tienen Ka más alto, y pKa más bajo que los ácidos más débiles.

Los ácidos alquilsulfónicos y arilsulfónicos, que son oxiácidos orgánicos, son un tipo de ácidos fuertes. Un ejemplo común es el ácido toluenosulfónico (ácido tósico o tosílico). A diferencia del ácido sulfúrico mismo, los ácidos sulfónicos pueden ser sólidos. En efecto, el poliestireno funcionalizado en sulfonato de poliestireno, es un plástico sólido fuertemente ácido, que es filtrable.

Los superácidos son ácidos más fuertes que el ácido sulfúrico al 100%. Algunos ejemplos de superácidos son el ácido fluoroantimónico, ácido mágico y ácido

perclórico. Los superácidos pueden protonar permanentemente el agua, para producir "sales" de oxonio iónicas, cristalinas. También pueden estabilizar cuantitativamente a los carbocationes.

Polaridad y el efecto inductivo[editar]

La polaridad se refiere a la distribución de electrones en un enlace químico, la región de espacio entre dos núcleos atómicos donde se comparte un par de electrones (ver TREPEV). Cuando los dos átomos tienen aproximadamente la misma electronegatividad (potencia para atraer electrones del enlace), los electrones son compartidos aproximadamente por igual y pasan el mismo tiempo en cualquier extremo del enlace. Cuando hay una diferencia significativa en electronegatividades de los dos átomos enlazados, los electrones pasan más tiempo cerca al núcleo del elemento más electronegativo, y se forma un dipolo eléctrico, o separación de cargas, tal que hay una carga parcial negativa localizada en el elemento electronegativo, y una carga parcial positiva en el elemento electropositivo. El hidrógeno es un elemento electropositivo y acumula una carga ligeramente positiva cuando está unido a un elemento electronegativo, como el oxígeno o el bromo. Al decrecer la densidad electrónica en el átomo de hidrógeno, se hace más fácil que sea abstraído en forma de protón, en otras palabras, es más ácido. Al moverse de izquierda a derecha a lo largo de una fila en la tabla periódica, los elementos tienden a hacerse más electronegativos, y la fuerza del ácido binario formado por el elemento aumenta coherentemente en:

Fórmula Nombre pKa1

HF ácido fluorhídrico 3.17

H2O agua 15.7

NH3 amoníaco 38

CH4 metano 48

El elemento electronegativo no necesita estar unido directamente al hidrógeno ácido para incrementar su acidez. Un átomo electronegativo puede "jalar" densidad electrónica desde el enlace ácido, a través del efecto inductivo. La habilidad para atraer electrones disminuye rápidamente con la distancia del elemento electronegativo al enlace ácido. El efecto es ilustrado por la siguiente serie de ácidos butanoicos halogenados. El cloro es más electronegativo que el bromo y, en consecuencia, tiene el efecto más fuerte. El átomo de hidrógeno unido al oxígeno es el hidrógeno ácido. El ácido butanoico es un ácido carboxílico.

Estructura Nombre pKa2

ácido butanoico ≈4.8

ácido 4-clorobutanoico 4.5

ácido 3-clorobutanoico ≈4.0

ácido 2-bromobutanoico 2.93

ácido 2-clorobutanoico 2.86

A la vez que el átomo de cloro se aleja del enlace ácido O-H, el efecto disminuye. Cuando el átomo de cloro está a un átomo de carbono de distancia del grupo ácido carboxílico, la acidez del compuesto se incrementa significativamente, comparado con el ácido butanoico (también llamado ácido butírico). Sin embargo, cuando el átomo de cloro está separado por varios enlaces, el efecto es mucho menor. El bromo es más electronegativo que el carbono o el hidrógeno, pero no tan electronegativo como el cloro, con lo que pKa del ácido 2-bromobutanoico es ligeramente mayor que el pKa del ácido 2-clorobutanoico.

El ácido perclórico es un ácido oxácido fuerte.

El número de átomos electronegativos adyacentes a un enlace ácido también afecta a la fuerza del ácido. Los oxoácidos tienen la fórmula general HOX, donde X puede ser cualquier átomo y puede o no compartir enlaces con otros átomos. Al aumentar el número de átomos o grupos electronegativos en el átomo X, se disminuye la densidad electrónica en el enlace ácido, haciendo que la pérdida del protón sea más fácil. El ácido perclórico es un ácido muy fuerte (pKa ≈ -8), y se disocia completamente en agua. Su fórmula química es HClO4, y comprende un átomo de cloro central, con cuatro átomos de oxígeno alrededor, uno de los cuales está unido a un átomo de hidrógeno extremadamente ácido, que es eliminable fácilmente. En contraste, el ácido clórico (HClO3) es un ácido algo menos fuerte (pKa = -1.0), mientras que el ácido cloroso (HClO2, pKa = +2.0) y el ácido hipocloroso (HClO, pKa = +7.53) son ácidos débiles.3

Los ácidos carboxílicos son ácidos orgánicos que contienen un grupo hidroxilo ácido y un grupo carbonilo. Los ácidos carboxílicos pueden ser reducidos al alcohol correspondiente; la sustitución de un átomo de oxígeno electronegativo con dos átomos de hidrógeno electropositivos conduce a un producto que es esencialmente no ácido. La reducción del ácido acético a etanol usando LiAlH4 (hidruro de aluminio y litio o LAH) y éter es un ejemplo de dicha reacción.

El valor de pKa para el etanol es 16, comparado con 4,76 para el ácido acético.2 4

Radio atómico y fuerza del enlace

Otro factor que contribuye a la habilidad de un ácido para perder un protón es la fuerza de enlace entre el hidrógeno ácido y el anión de la molécula que lo tiene (ver base conjugada). Esto, a su vez, es dependiente del tamaño de los átomos que comparten el enlace. Para un ácido HA, a la vez que aumenta el tamaño del átomo A, la fuerza del enlace disminuye, significando esto que es más fácil de ser roto, y la fuerza del ácido aumenta. La fuerza del enlace es una medida de cuánta energía es necesaria para romper un enlace. En otras palabras, requiere menos energía romper el enlace cuando el átomo A se hace más grande, y el protón es más fácilmente removible por una base. Esto explica parcialmente por qué el ácido fluorhídrico es considerado un ácido débil, mientras que los demás ácidos de halógeno (HCl, HBr, HI) son ácidos fuertes. Aunque el flúor es más electronegativo que los otros halógenos, su radio atómico es también mucho menor, por lo que comparte un enlace fuerte con el hidrógeno. Al moverse hacia abajo en una columna en la tabla periódica, los átomos se hacen menos electronegativos, pero también significativamente más grandes, y el tamaño del átomo tiende a dominar la acidez en el enlace con el hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno, H2S, es un ácido más fuerte que el agua, incluso aunque el oxígeno es más electronegativo que el azufre. Sólo con los halógenos, esto es debido a que el azufre es más grande que el oxígeno, y el enlace hidrógeno-azufre es más fácilmente rompible que el enlace hidrógeno-oxígeno.

Características químicas

Ácidos monopróticos

Los ácidos monopróticos son aquellos ácidos que son capaces de donar un protón por molécula durante el proceso de disociación (llamado algunas veces ionización), como se muestra a continuación (simbolizado por HA):

HA(aq) + H2O(l) H3O+(ac) + A−(ac) Ka

Algunos ejemplos comunes de ácidos monopróticos en ácidos minerales incluyen al ácido clorhídrico (HCl) y el ácido nítrico (HNO3). Por otra parte, para los ácidos orgánicos, el término generalmente indica la presencia de un grupo carboxilo, y algunas veces estos ácidos son conocidos como ácidos monocarboxílicos.

Algunos ejemplos de ácidos orgánicos incluyen al ácido fórmico (HCOOH), ácido acético (CH3COOH) y el ácido benzoico (C6H5COOH).

Ácidos polipróticos

Los ácidos polipróticos son capaces de donar más de un protón por molécula de ácido, en contraste a los ácidos monopróticos que sólo donan un protón por molécula. Los tipos específicos de ácidos polipróticos tienen nombres más específicos, como ácido diprótico (dos protones potenciales para donar) y ácido triprótico (tres protones potenciales para donar).

Un ácido diprótico (simbolizado aquí como H2A) puede sufrir una o dos disociaciones, dependiendo del pH. Cada disociación tiene su propia constante de disociación, Ka1 y Ka2.

H2A(ac) + H2O(l) H3O+(ac) + HA−(ac) Ka1

HA−(ac) + H2O(l) H3O+(ac) + A2−(ac) Ka2

La primera constante de disociación es mayor que la segunda; esto es: Ka1 > Ka2. Por ejemplo, el ácido sulfúrico (H2SO4) puede donar un protón para formar el anión bisulfato (HSO—

4), para lo que Ka1 es muy grande; luego puede donar un segundo protón para formar el anión sulfato (SO2—

4), donde Ka2 es comparativamente pequeño, indicando una fuerza intermedia. El valor grande de Ka1 para la primera disociación significa que el ácido sulfúrico es un ácido fuerte. De modo similar, el inestable y débil ácido carbónico (H2CO3) puede perder un protón para formar el anión bicarbonato (HCO—

3) y perder un segundo protón para formar el anión carbonato (CO2-

3). Ambos valores de Ka son pequeños, pero Ka1 > Ka2.

Un ácido triprótico (H3A) puede sufrir una, dos, o tres disociaciones, y tiene tres constantes de disociación, donde Ka1 > Ka2 > Ka3.

H3A(ac) + H2O(l) H3O+(ac) + H2A−(ac) Ka1

H2A−(ac) + H2O(l) H3O+(ac) + HA2−(ac) Ka2

HA2−(ac) + H2O(l) H3O+(ac) + A3−(ac) Ka3

Un ejemplo inorgánico de un ácido triprótico es el ácido ortofosfórico (H3PO4), generalmente llamado simplemente ácido fosfórico. Los tres protones pueden ser perdidos consecutivamente, produciendo H2PO—

4, luego HPO2-

4, y finalmente PO3-

4, el anión ortofosfato, simplemente llamado fosfato. Un ejemplo orgánico de ácido triprótico es el ácido cítrico, que puede perder consecutivamente tres protones para formar finalmente el anión citrato. Aunque las posiciones de los protones en la molécula original pueden ser equivalentes, los valores de Ka difieren puesto que es energéticamente menos favorable perder un protón si la base conjugada está cargada negativamente.

Equilibrio ácido débil/base débil

Ecuación de Henderson-Hasselbalch.

Para que se pueda perder un protón, es necesario que el pH del sistema suba sobre el valor de pKa del ácido protonado. La disminución en la concentración de H+ en la solución básica desplaza el equilibrio hacia la base conjugada (la forma deprotonada del ácido). En soluciones a menor pH (más ácidas), hay suficiente concentración de H+ en la solución para que el ácido permanezca en su forma protonada, o para que se protone la base conjugada.

Las soluciones de ácidos débiles y sales de sus bases conjugadas forman las soluciones tampón.

1.2.-OTROS COMPONENTES

• Sulfuro de Carbonilo (C0S)

• Compuesto inestable

• Corrosivo

• Formado por CO2 + H2S

• Altamente inflamable

• Mercaptanos (RSH)

• Etilmercaptano el mas común

• olor desagradable

• corrosivo

• inestable

• Disulfuro de Carbono (CS2)

• Dañino en intercambiadores de calor

• Envenenador de catalizadores

• Nitrógeno (N2)

• Oxígeno (02)

• Monóxido de Carbono (C0)

2.-CONTENIDO DE GASES ACIDOS

GAS ACIDO

Gas proveniente del pozo

CONCENTRACION > 7% de CO2

> 700 ppmv CO2

Gas apto para transporte por tuberías, API RP5)

CONCENTRACIÓN ≤ de 3% de C02

≤ 300 ppmv CO2

Según la GPSA se considera gas ácido a aquel cuerpo gaseoso cuya concentración de H2S

GAS ACIDO

Gas proveniente del pozo

CONCENTRACION > 1 granos/100 pc

> 16 ppmv

Gas apto para transporte por tuberías ( API RP5)

CONCENTRACIÓN <=0.25granos/100 pc

<= 4 ppmv

En la Tabla No. 1-1, se presentan algunas composiciones típicas de gases en diferentes áreas. Podemos mencionar la existencia de gases ácidos asociados a crudos, los cuales son muy difíciles de manejar, debido a su elevado contenido de H2S, de hasta 20.000,0 ppm,v. Estos gases provienen de las formaciones profundas del Cretáceo, las cuales se caracterizan por su alto contenido de azufre. Obsérvese también la presencia de gas libre, con gran contenido de dióxido de carbono: 15,6% molar, 12,5% dependiendo de los diferentes lugares. Se dispone de gases con contenido de hasta 20.000 ppm,v de H2S, 30ppm,v y gases dulces.

En la Patagonia, Argentina, existen pozos con un contenido de CO2 del 90% molar.

Otros componentes indeseables de naturaleza ácida son el sulfuro de carbonillo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y tóxico que generalmente se descompone en CO2 y H2S; los mercaptanos de fórmula general RSH, donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo. Además son compuestos inestables que reaccionan con algunos solventes, descomponiéndolos. Los disulfuros, de fórmula general (RS2), entre los cuales el más sencillo es el disulfuro de carbono (CS2); también son inestables, aunque más estables que los mercaptanos; adicionalmente, son corrosivos y tóxicos. El oxígeno (O2), el monóxido de carbono (CO) y el mercurio (Hg) son otras impurezas comunes en el gas natural. Este último, particularmente dañino en los intercambiadores de calor a base de aluminio (cajas frías) que se utilizan en la tecnología criogénica.

Tabla No. 1 -1. Composición típica del gas natural en diferentes áreas de Venezuela.

3.-PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL

El tratamiento del gas natural, es el conjunto de operaciones que se realizan al

Gas Natural, con el objeto de retirar o eliminar las impurezas hasta dejarlas dentro

de las especificaciones necesarias para que el fluido gaseoso alcance las

condiciones requeridas para que pueda entrar a la planta donde se efectuará una

determinada transformación.

Luego, de acuerdo a las impurezas que se presenten, así como a su magnitud,

el Gas Natural debe someterse a los Procesos de Tratamiento conocidos como:

Separación, Deshidratación o Endulzamiento del Gas Natural, los cuales deben

aplicarse antes de que tenga que entrar al proceso de Transformación al que vaya

a ser sometido o que ha de realizarse en la planta respectiva.

procesamiento del gas natural

Su procesamiento 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.

La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos

criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable

por destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la

formación de sólidos.

Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el

proceso de endulzamiento.

Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo

corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones también

resulta conveniente separar el isobutano del butano para usos muy específicos.

Proceso de endulzamiento del gas natural

Este proceso se puede realizar a través de:

a.- Procesos de Absorción

b.- Procesos de Adsorción

c.- Procesos de Conversión Directa

d.- Remoción con Membranas.

• I) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas

• 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.

• iii) Recuperación del Azufre. Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental (solido o liquido )

• iv) Limpieza del gas de cola. El 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: aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.

4.- TIPOS DE PROCESOS

Son aquellos procesos que se emplean para la remoción de gases ácidos se consideran los siguientes :

• 1.- PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOS-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

• 2.- PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS.-

• La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción bruta de gas ácido con alta presión parcial.

• La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente.

• 3.- PROCESOS CON SOLVENTES MIXTOS.-

• Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos y, naturalmente, presentan las características de ambos.

• 4.- PROCESO DE CONVERSION DIRECTA.- se caracterizan por la selectividad hacia la remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S).

• El H2S es removido preferencialmente de la corriente de gas, por un solvente que circula en el sistema

5.- MEMBRANAS.-

Las membranas separan en gas por la diferencia entre las tasas a las que los gases se difuminan a lo largo de las cintas, los gases rápidos se reúnen en la corriente permeada y los gases lentos quedan en la corriente no permeada.

Las membranas consisten en una cinta de polímero ultra delgado en el tope de un sustrato poroso delgado

Las dimensiones típicas es de 4 a 8 pulgadas de diámetro y de 10 a 20 pies de largo.

5.- FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA SELECCIÓN

• 1.- regulaciones de contaminantes en el ambiente.

• 2.- tipo y concentracion de impurezas de gas acido.

• 3.- volumen de gas a ser procesado.

• 4.-corrosion

• 5.-requerimiento de selectividad

• 6.- costo de capital y operación.

Impurezas en el gas de alimentación

Para seleccionar un proceso que se ajuste a la satisfacción de las necesidades es necesario examinar cuidadosamente la composición del gas de la alimentación.

las impurezas que comúnmente se localizan en el gas natural son además del co2; y el h2s, el cos, cs2, mercaptanos, sulfuros, disulfuros e hidrocarburos pesados. los líquidos de hidrocarburos y el agua, en algunos casos suelen ser problemáticos.

por ejemplo, tal como se explica en la selección anterior, el cos y el cs. reaccionan con la mea, de manera irreversible, produciendo la degradación de la solución.

la tabla no. 1-9, presenta un resumen sobre la influencia de las impurezas en los diferentes procesos.

Cantidades de co2 a ser removido

Algunos procesos son realmente efectivos para la remoción de co2. solamente con pequeñas cantidades de dióxido de carbono. las mallas moleculares por ejemplo, presentan una economía de escala pobre ya que para la absorción de cantidades adicionales de co2, requiere de un mayor número de mallas y por lo tanto peso extra.

Influencia de impurezas en los Procesos de endulzamiento

procesos absorción De impurezas Degradación por impureza

mea

mea-amina g

mea-amina g-st

dga

dea

dea-snea

dea-amina g

dea-amina g-st

dipa

mdea

amdea

ucarsol

benfield

benfield-hipure

catacard

gv

alkazid-m

alkazid-dik

selexol

sepasolv mpe

solvnete fluor

rectisol

purisol

sulfinol-d

sulfinol-m

amisol

flexsordb ps

c3+

no

no

no

pequeña

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

grande

grande

medio

grande

grande

pequeño

pequeño

-

pequeño

Cos

medio

medio

medio

medio

medio

medio

medio

medio

poco

no

poco

no

medio

medio

medio

medio

medio

medio

medio

medio

-

total

total

total

medio

-

total

rsh

poco

poco

poco

medio

poco

poco

poco

poco

poco

no

no

no

poco

medio

no

poco

medio

medio

total

total

-

total

total

medio

medio

-

medio

cos

si

si

si

si

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

-

no

no

no

no

-

no

rsh

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

-

no

no

no

no

-

no

cs2

si

no

no

si

si

no

no

no

si

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

no

-

no

no

si

no

-

no

optisol

stretford

takahax

lo-cat

malla molecular

membranas

oxido de zing

pequeño

no

no

no

pequeño

pequeño

no

medio

no

no

no

total

pequeño

total

total

pequeño

pequeño

no

total

pequeño

total

-

no

no

no

no

no

si

-

no

no

no

no

no

si

-

si

si

no

no

no

no

Especificaciones del gas tratado

Hay algunas especificaciones donde se requiere más cuidado con la extracción del co2, por ejemplo, en el uso de gas ácido para propósitos de inyección a 5000 lpca, debido a los efectos de la corrosión, se hace necesario cumplir con los requerimientos establecidos por los organismos de control internacional, como la nace.

de la discusión de estos procesos, se deduce que no todos los diseños pueden alcanzar la satisfacción económica de las especificaciones. en el caso de los solventes híbridos y físicos, por ejemplo, la remoción bruta se puede lograr con etapas de separación múltiple. cuando se fijen especificaciones del gas tratado con un contenido muy bajo de contaminantes se requerirá de dos etapas de absorción y se debe usar un solvente limpio para el despojamiento. estudios recientes han indicado que los costos de operación para especificaciones muy ajustadas del gas tratado, aumentan notablemente.

ejemplo:

costo relativo de operación 1,5% de co2 / 200 ppm. co2

amdea base 1,6 veces

selexol base 1,2 veces

sulfinol base 1,5 veces

Corrosión

la corrosión es una condición operacional que se debe manejar en todas las instalaciones de endulzamiento. la combinación de h2s y co2 con agua, en la

práctica asegura condiciones corrosivas dentro de cualquier instalación. en general las corrientes con alta relación h2s/co2 son menos corrosivas que las que tienen muy poca cantidad de h2s en presencia de co2.

concentraciones de h2s de algunos ppm, y con rangos de concentración del 2% aproximadamente de co2, tienen tendencias corrosivas. la temperatura tiene un efecto marcado sobre la corrosión.

el tipo de solución endulzadora y su concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión. cuando se trabaja con soluciones fuertes y con gran cantidad de gas tratado, el efecto corrosivo es mayor.

el diseñador debe tener presente que las velocidades altas del fluido pueden erosionar la película de sulfuro de hierro (fes), con lo cual se generan altas tasas de corrosión, por eso se recomienda diseñar las plantas de endulzamiento con caudales equivalentes a la mitad de los que se utilizarían para fluidos dulces.

los lugares más propensos a la corrosión son el hervidor, el intercambiador de calor (amina-amina) y el regenerador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan.

cuando la proporción del gas ácido es alta, la velocidad de corrosión es también elevada. el sulfuro de hidrógeno se disocia en el agua formando un ácido débil que ataca al hierro y forma un sulfuro de hierro insoluble.

fe + h2s-------- fe s + h2 (ph = 5)

el sulfuro de hierro se adhiere a la base metálica y puede proteger el metal de una futura corrosión, pero también puede ser erosionado exponiendo la superficie del metal de hierro a una posterior corrosión. luego el h2s puede atacar el acero de nuevo, causando formación adicional de sulfuros.

el co2 en presencia de agua libre forma ácido carbónico:

co2 + h2o ----------- h2co3

este ácido ataca al hierro formando un carbonato de hierro:

h2co3 + fe ---------- fe co3 +h2

el cual es soluble y, con un calentamiento posterior, desprende co2

fe co3 ------------ fe o + co2

el hierro se hidroliza para formar óxido de hierro:

2fe o + h2o ---------- fe2 o3 +h2

si el h2s está presente reaccionará con el óxido de hierro para formar nuevamente sulfuro de hierro.

fe o + h2s ---------- fe s + h2o

el fe o es instable y sigue reaccionando:

fe2 o3 + fe o ---------- fe3 o4

los productos de degradación también contribuyen a la corrosión. se cree que se producen quelatos de hierro en los puntos calientes. estos quelatos, cuando son enfriados se vuelven inestables y desprenden hierro formando sulfuros de hierro, en presencia de h2s. las aminas primarias son consideradas más corrosivas que las secundarias, debido a que los productos de degradación de las aminas primarias son agentes quelantes más fuertes.

al utilizar sales alcalinas, como los procesos de carbonato de potasio caliente, se han reportado rangos de corrosión desde despreciable hasta corrosión severa. en lugares donde el co2 y el vapor sean despojados, puede esperarse corrosión.

se puede esperar corrosión severa donde se utilicen soluciones muy concentradas, por ejemplo al 40% p/p, debido a la tendencia a formar cristales de bicarbonato cuando la solución se enfría.

los solventes físicos no tienen problemas significativos de corrosión. esto es generalmente atribuido a la baja concentración de agua en estos solventes. de todas maneras, en el diseño de unidades que utilizan solventes físicos, se consideran puntos susceptibles a la corrosión aquellos donde ocurra despojamiento por vapor como en los condensadores y acumuladores de tope. en estos casos se sugiere la utilización de acero inoxidable en los lugares más propensos a la corrosión.

muchos problemas de corrosión pueden solventarse con el uso de inhibidores, además de las prácticas operacionales que reducen su efecto, las cuales citamos a continuación:

* utilización de temperaturas lo más bajas posibles en el hervidor

* si se dispone, de medios; se sugiere calentar los fluidos poco a poco, en lugar del calentamiento rápido utilizando fuego directo.

* minimizar los sólidos y productos de degradación.

* mantener el sistema libre de oxígeno, utilizando presiones positivas en los tanques y en las succiones de las bombas.

* usar agua desionizada o condensada para la reposición (“make-up”)

* limitar la concentración de la solución endulzadora a los niveles mínimos requeridos para el tratamiento.

* mantener adecuado nivel de burbujeo en los tubos del rehervidor. se recomiendan tubos sumergidos a 6” como mínimo.

Materiales de construcción

En las plantas de endulzamiento se utiliza acero al carbono como material principal, los recipientes y tuberías pueden tratarse térmicamente, con el fin de aliviar las tensiones producidas por los procesos de soldadura. generalmente se utilizan sobreespesores (también llamada corrosión permisible) desde 1/16” a 1/4".

cuando se conoce que la corrosión será problemática o cuando se necesitan grandes cargas de solución, puede utilizarse acero inoxidable ( 304, 316 p 410 ) en las siguientes partes:

* condensador de reflujo del regenerador.

* rehervidor del regenerador.

* tubos del intercambiador de calor solución rica/ solución pobre.

* área de burbujeo del contactor y /o en los platos del rehervidor.

* tuberías que transportan solución rica desde el intercambiador al regenerador.

* los 5 platos del fondo del contactor y los 5 del tope del regenerador.

Formación de espuma

Un repentino incremento en la presión a través del absorbedor indica formación de espuma. cuando esto ocurre existe un contacto pobre entre el gas y la solución

endulzadora utilizada. el resultado es una reducción en la capacidad de tratamiento y de la eficiencia del endulzamiento.

las razones principales de este efecto son:

sólidos en suspensión.

ácidos orgánicos

inhibidores de corrosión provenientes de tratamientos anteriores.

hidrocarburos condensados

grasas jabonosas de las válvulas.

impurezas en el agua de reposición.

productos de degradación.

Los contaminantes provenientes del campo pueden ser minimizados medianamente una adecuada separación en la entrada de la planta. los hidrocarburos condensados en el absorbedor pueden evitarse manteniendo la temperatura de la solución pobre, por lo menos 10º f sobre el punto de rocío de los hidrocarburos del gas de salida. es factible agregar compuestos antiespumantes; generalmente con siliconas o alcoholes de cadenas largas, no obstante, la primera recomendación que suele hacerse cuando aparecen problemas de espumaje es la siguiente: no utilice antiespumante y, cuando lo haga, trate de que sea únicamente mientras localiza la razón del problema. en el capítulo referente al “análisis de fallas” se darán las mejores recomendaciones para atacar este problema.

6.-DESCRIPCIÓN DE LOS PROCESOS POTENCIALES

En este capítulo se incluyen las observaciones que, directamente, han sido presentadas en la normativa de PDVSA sobre los procesos de endulzamiento, se amplían con las consideraciones del curso de Tratamiento de Gas Natural, del mismo autor e información adicional de variadas fuentes.

Existen muchos procesos para la remoción de gas ácido de las corrientes de gas natural o sintéticos. Antes de seleccionar un proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos específicos del gas residual.

La siguiente información acerca de los procesos más comúnmente utilizados se ofrece como una guía en la determinación de cuáles podrían ser los procesos más convenientes para una situación dada. Algunos factores que afectarán la selección del proceso son:

Afinidad con hidrocarburos.

Degradación por la presencia de oxígeno o trazas de componentes contaminantes.

Costos de la planta.

Costos de operación.

Pagos de regalías.

Confiabilidad del proceso.

Condiciones climáticas.

Toxicidad del solvente o reactivos empleados.

Disposición de subproductos.

Operación simple y libre de los problemas.

7.-PROCESO DE ENDULZAMIENTO EN LECHO SÓLIDO

En estos procesos el gas agrio se hace pasar a través de un filtro que tiene afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en el gas entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría

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

Los procesos clasificados como de lecho seco, son básicamente los de mallas moleculares y el de esponja de hierro. A continuación se encontrará una breve descripción sobre el alcance de cada uno de ellos.

Mallas o tamices moleculares

La tecnología de Mallas Molecular aplica en la remoción del dióxido de carbono y está disponible en la Union Carbide. Las mallas más utilizadas son las de tipo 4-A-LNG. No es un proceso atractivo para altas tasas de flujo y/ o grandes concentraciones de dióxido de carbono. Los tamices moleculares se utilizan extensivamente en la British Gas, en plantas de GNL, donde el CO2 esté presente

en cantidades de 1,5 a 2%. También se usan para la deshidratación del gas natural.

Sin embargo, este proceso tiene ventajas en la remoción de H2S y mercaptanos, de una corriente de CO2. También es aplicable para el tratamiento de líquidos (LPG, etc.), o como medio de purificación después de remover cantidades brutas de gases ácidos en otros procesos.

El otro fabricante de Tamices Moleculares, que tiene tecnología similar es W.R Grace y Laporte

El rango de vida de un lecho es de 3 a 10 años, dependiendo del trato que reciba el lecho durante la operación.

Las mallas o tamices moleculares son sistemas de lecho sólido. Los agentes endulzadores sólidos se usan en un lecho, a través del cual, fluye el gas ácido para remover los constituyentes ácidos. La regeneración del lecho sólido se logra reduciendo la presión y/ o aplicando calor.

Usualmente una pequeña cantidad de gas fluye a través del lecho para remover sus constituyentes ácidos a medida que son desabsorbidos. Debido a la inversión inicial y a las dificultades operacionales, estos tipos no son recomendados para volúmenes mayores a unos 425 M m/ d (15 MM pcnd), en procesos de endulzamiento. En procesos de deshidratación sí es común el tratamiento de cantidades muy altas (500 MM pcdn), después de efectuar una deshidratación previa con TEG.

Hay en el comercio varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general, el orden de adsorción es: agua, H2S y CO2. Para la remoción de H2S y CO2, el agua debe removerse inicialmente, resultando lechos de adsorción separados.

La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso. Sin embargo, en los lechos de adsorción de CO2 y H2S el gas usado en la regeneración es venteado para remover el CO2 y H2S adsorbidos.

Generalmente los butanos y más pesados contaminan los lechos adsorbentes, reduciendo, substancialmente, su capacidad de remoción de H2S y CO2. Por lo tanto, es deseable un sistema aguas arriba para retirar los hidrocarburos pesados. El, gas tratado cumple con las especificaciones para tuberías y es apropiado para la alimentación de plantas criogénicas. El proceso involucra dos o más adsorbedores de lecho fijo y otras instalaciones de regeneración. Por lo menos, un lecho esta en adsorción en todo momento, mientras los otros lechos están siendo regenerados.

El gas natural pasa a través del lecho en servicio, donde se remueven el o los materiales impuros hasta lograr las especificaciones del producto. El gas de regeneración seco se calienta a 204 – 315oC (400 – 600oF), en un adsorbedor en ciclo de enfriamiento y /o en un calentador, luego se pasa en contracorriente con el flujo normal a través del lecho adsorbedor que está siendo regenerado. El gas Impuro absorbido en el lecho se enfría, y el agua líquida se separa, mientras que la comente de gas se envía a la línea de gas combustible o sigue para el tratamiento subsiguiente. La selección del tipo apropiado de tamiz molecular depende de las impurezas que se van a remover. El tipo 4A es el más comúnmente usado para deshidratación y el tipo 4A-LNG para dióxido de carbono. Varios tipos son usados para desulfuración dependiendo de las clases de compuestos de azufre y sus concentraciones a ser removidas. La vida del tamiz varía desde 2 a 5 años para desulfuración y remoción de dióxido de carbono, y de 3 a 7 años para deshidratación. Los tamices moleculares que se usan para secar el gas de alimentación a una planta criogénica también pueden usarse para secar la planta durante el paro y antes de los arranques. El tamaño de la unidad depende de la concentración de las impurezas en la alimentación y de otros factores. Generalmente, los tamices moleculares se usan para endulzamiento cuando el dióxido de carbono puede permanecer en el producto.

Su uso para deshidratación depende del punto de rocío requerido y normalmente y normalmente ocurre cuando el punto de rocío debe ser –40º C (-40º F) o inferior.

La remoción de dióxido de carbono con tamices moleculares es más atractiva cuando el producto debe tener un contenido de CO2 muy bajo y la alimentación tiene 1,5% molar de CO2 o menos.

RESUMEN DE ADSORBEDORES

AGUA SOLAMENTE H2S Y CO2Sílica Gel Tamices MolecularesAlúmina Activa 4A 13% AW-500Tamiz Molecular Carbón ActivadoCarbón Activado Esponja de hierro para (H2S, sólo)

Proceso de esponja de hierro

Es uno de los procesos conocidos para eliminar componentes de ácidos del gas natural. Se suele utilizar en corrientes de gas pequeñas a medianas, razón por la cual se recomienda para instalaciones de bajo consumo.

Los óxidos de hierro se mezclan con virutas de madera para formar un material que puede reaccionar con el H2S del gas. Las virutas sirven como un agente esponjoso que permite el paso fácil de gas y provee área para el contacto del óxido de hierro con el gas. Los óxidos varían tremendamente en sus propiedades purificadoras dependiendo del estado fisicoquímico de ellos. La humedad juega también un papel muy importante en la reacción. El óxido que reaccionó puede ser regenerado parcialmente con oxígeno (o aire) en presencia de humedad. La regeneración puede hacerse in situ o sacándolo del recipiente, pero debe tenerse extremo cuidado para evitar un recalentamiento y/ o incendio, ya que los compuestos son pirogénicos. No son rentables más de 2 regeneraciones, es decir, con la primera regeneración la capacidad de adsorción de la camada no es igual a su condición original. Este método no se recomienda para remoción en masa de grandes cantidades de H2S. La economía limita su aplicación a los gases que contengan menos de 320 ppm (20 granos de H2S / 100 pcn).

Entre las ventajas del proceso, se pueden enumerar las siguientes:

I. Provee una remoción completa de concentraciones de sulfuro de hidrógeno pequeñas a medianas, sin remover el dióxido de carbono. Es un proceso selectivo. 2. Requiere de poca inversión, en comparación con otros sistemas.3. Es igualmente efectivo a cualquier presión de operación. Desventajas:

1. Requiere de una instalación duplicada, o en su defecto, de la interrupción del caudal del gas que se procesa.2. Tiene afinidad con la formación de hidratos cuando es operado a altas presiones y con temperaturas que oscilan en el intervalo donde los hidratos se pueden formar3. Remueve el etil mercaptano, que suele agregarse al gas como odorizante.4. Con la entrada del aceite o destilados, el recubrimiento de la esponja de hierro requerirá de cambios más frecuentes. La esponja de hierro no es más que los rizos de madera que resultan de la carpintería, recubiertos de hierro hidratado, normalmente empacado en varias texturas y tamaños. La madera sirve para espaciar el ingrediente activo, el óxido de hierro, y para controlar la distribución del gas en el sistema, evitando caídas de presión excesivas.

Las calidades de recubrimiento que suelen preparar son: 6,5 Ibs; 15,0 Ibs. Y 20,0 Ibs de óxido de hierro por "bushel". Un "bushel", contiene ocho galones y cuando se empaca de manera apropiada es aproximadamente equivalente a un pié cúbico, por ello se suele hablar de esponjas, por ejemplo: de 9,0 Ibs de óxido de hierro por pie cúbico. Existen algunos conceptos básicos que deberán tomarse en cuenta cuando se diseñe este proceso: 1. La camada de óxido podrá tener alrededor de 10 pies de profundidad, con lo cual se produce una caída de presión tolerable y una distribución apropiada del gas en el área transversal del recipiente. A menos que el aumento de profundidad se compense con la instalación de platos, el uso de longitudes mayores podría producir una caída de presión excesiva, debido a los efectos de compactación. En ocasiones pudiera ser necesario considerar un aumento en la longitud de la carcaza, para disminuir los gastos por cambios de carga y aumentar la vida de la camada.

2. El recipiente deberá diseñarse de tal manera que la deposición de azufre no pase de 15 granos por pie cuadrado de sección transversal por minuto (15 granos / pié2 . min. ó 0,972 gramos/ pie2. min.) Al diseñar con esta regla se debe recordar que el contenido de H2S se expresa en granos por 100 pcn y que, a la presión de operación, la concentración es mucho más alta. Por esta razón esta consideración es especialmente importante cuando se trabaje con concentraciones muy altas del componente ácido y a elevadas presiones. El diseño obliga a mantener la operación entre los límites aceptables (máximo y mínimo), con el fin de lograr una reacción completa entre el sulfuro y el óxido de hierro. Las cargas que más se aproximan a la reacción teórica es de 0,56 Ibs de azufre por libra de hierro presente.

3. El tiempo de contacto de la camada puede calcularse con el volumen de esponja y el volumen del gas en condiciones de operación. Cuando se diseñe con presiones variables, el caso más crítico será la presión más baja. Para calcular el tiempo de residencia o el tiempo de contacto del gas ácido con el ingrediente activo de la camada se podrá considerar como máximo: 180 p3 / hr. por p3 de esponja y un mínimo de 50 a 60 p3/ hr. cualquier presión de operación: o bien, un mínimo de 90 p3/hr. donde existan concentraciones por encima de 50 granos por 100 pcn (800 ppm,v) y no haya oxígeno presente. Velocidades muy altas causarán excesiva caída de presión, compactación anormal de la camada y canalización del gas ácido, antes que la esponja esté completamente convertida en sulfuro de hierro o azufre libre.

Velocidades mínimas por debajo de 50 a 60 p3/hr podrán causar canalización del gas o no proveer suficiente velocidad para remover la película del gas de la superficie de la esponja para permitir que el gas nuevo entre en contacto con la superficie activada de dicha esponja. Estos niveles de máxima y mínima tasa de flujo son una función del contenido de oxígeno presente. La reacción del azufre produce solamente 262 BTU por libra de sulfuro de hidrógeno. Si la temperatura de operación se mantiene a 114oF el agua esencial para la cristalización no saldrá del sistema de adsorción continuará a la tasa de diseño, sin embargo, si hubiere oxigeno atmosférico presente o se agregara oxígeno en un proceso controlado para reactivar la esponja simultáneamente con la adsorción de sulfuro de hidrógeno, el calor de reacción podría aproximarse a los 2.500 BTU por libra de sulfuro de hidrógeno y pudiera causar pérdida permanente del agua de cristalización a una temperatura de operación por encima de 114oF. Si se permite oxígeno en exceso (por ejemplo: 0,4% + 0,1% por cada 100 granos por 100 pcn.), cualquier aumento no controlado de la temperatura también pudiera causar pérdida del agua de cristalización. La camada activa de la esponja debería mantenerse a un peso húmedo de 40% + - 15%. La esponja original es procesada a un pH de 8 o por encima y deberá mantenerse en este valor agregando soda ash, si fuera necesario. 4. Sin oxígeno presente, la rata teórica de conversión: 0,56 Ibs de azufre por libra de óxido de hierro, puede aproximarse a condiciones ideales. La vida de la camada debe tomarse en cuenta siempre que se requieran de cambios frecuentes, en este caso, se pueden aumentar de manera considerable los costos de operación. Cuando no se considere la regeneración de la camada, una esponja de 15 Ibs podría ser lo más recomendado, este paso de óxido de hierro por "bushel", dará una utilidad máxima antes que el espacio vacío se llene con sulfuro de hierro para causar una caída de presión excesiva. Si se desea utilizar regeneración con aire, la esponja de 9 Ibs podría ofrecer mayores ventajas, no obstante, existe la posibilidad de que sea tapada completamente con el azufre antes que se pueda utilizar a su máximo potencial de reacción. La cantidad de sulfuro que puede retener una camada se puede conocer de manera aproximada, a no ser que entre petróleo al sistema o se produzca azufre en exceso, con lo cual se cubre el óxido de hierro y se evita la reacción química.

Desde el punto de vista de la seguridad del sistema, hay muchos aspectos que se deben tener en cuenta, debido a que se está trabajando con un elemento que puede convertirse en fatal a concentraciones mayores de 600 ppm,v: El H2S. Asimismo, debe tenerse en cuenta que en contacto con el oxígeno atmosférico-las camadas de óxido de hierro utilizadas pueden presentar ignición espontánea. Se han registrado accidentes por este concepto.

En resumen, el esponja de hierro tiene la ventaja de retener únicamente los compuestos de azufre de caudales de gas relativamente bajos, comparado con otros procesos. Éste, permite un trabajo continuo cuando se utilizan dos recipientes. Si se instala con una sola camada, el flujo debe ser interrumpido para cambiar la esponja. Si se trata de un diseño para grandes volúmenes de gas, es preferible verificar la factibilidad de seleccionar otras alternativas.

A continuación se presenta el resumen de las condiciones básicas recomendadas para el diseño:

1. Peso de la camada de FeO: 6,5 – 15,0 y/ o 20 Lbs/ pié32. Altura máxima de la camada: 10 pies.3. Deposición de azufre en la camada: 1 gramo/ pié2 por min.4. Reacción teórica 0,56 lbs. de S/lbs. de FeO5. Tiempo de contacto o de residencia: T, máx: 180 pié3 /hr. por pié3, esponja. T, min: 50-60 pié3/hr. por pié3, esponja6. Velocidad mínima: 50-60 pie3 /hr.7. Calor de reacción: 262 Btu/ lb, H2S

8.-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.

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 más bajo que el calor de reacción en los procesos de solventes químicos. Como se puede anticipar la absorción trabaja mejor con alta presión parcial de gas ácido y bajas temperaturas. La carga de gas ácido en el solvente es proporcional a la presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar.

Debido a la baja cantidad de calor de solución, con el dióxido de carbono, la mayor parte de los solventes físicos pueden ser regenerados por simple reducción de la presión de operación, sin que sea necesario la aplicación de calor. Cuando se requiere de especificaciones mas extremas (con menor cantidad de gas ácido en el gas tratado), la reducción de la presión podría ir acompañada de un calentamiento adicional.

La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción bruta de gas ácido con alta presión parcial. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente. Una desventaja 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, podrían hacer prohibitiva la utilización de un proceso físico.

Tabla No. 1-4 PRINCIPALES PROCESOS COMERCIALES CON

SOLVENTES FÍSICOS

PROCESOS SOLVENTES

SELEXOL Dimetil-Eter de Polietilen-glicol

SEPASOLV MPE Mezcla de Polietilen-glicol y

Metil-isopropanol-eter

SOLVENTE FLUOR Carbonato de Propileno

RECTISOL Metanol

PURISOL N-Metil-Pirolidona (NMP)

Tabla No. 1-5 PROCESOS CON SOLVENTES HÍBRIDOS

PROCESOS SOLVENTES

SULFINOL - D Sulfolano + Dipa + Agua

SULFINOL - M Sulfolano + Mdea + Agua

AMISOL Metanol + Mdea O Dea

FLEXSORB -PS Solvente Orgánico ( Sulfolano +

Mdea)+ Agua + Aminas Impedidas.

OPTISOL Amina + Solvente Físico + Agua

Igual al SULFINOL M Sulfolano + Mdea + Agua.

Sulfolano = Dióxido De Tetrahidrotiofeno

Tabla No. 1 - 6

PRINCIPALES PROCESOS COMERCIALES DE

CONVERSIÓN DIRECTA

PROCESOS SOLVENTES

STRETFORD Ácido Antraquinon Disulfónico Carbonato de

Sodio y Metavanadato de Sodio.

TAKAHAX 1,4 Natoquinona, Sulfonato de Sodio, un

Çatalizador y Carbonato de Sodio.

LO-CAT Solución de Hierro (Quelato).

FERROX Carbonato de Sodio e Hidróxido Férrico en

solución.

THYLOX Tirosenato de Sodio o de Amonio.

TOWNSEND TEG, CO2 y Catalizadores

FERROX Y MANCHESTER (Son similares)

Carbonato de Sodio + suspensión de Oxido de

Hierro + Agua.

PEROX Solución acuosa de Amoníaco con

Hidroquinona.

LACY-KELLER Solución acuosa Triyoduro de Potasio

I.F.P. Similar al Townsend.

SHELL Similar al Townsend Usa solución acuosa de

Sulfolano.

CLAUS Bauxitas y aluminas como catalizadores.

HAINES Y SHELL Mallas Moleculares

Tabla No. 1-7

PROCESOS DE LECHO SECO

HAINES MALLAS MOLECULARES O ZEOLITAS

MALLAS MOLECULARES PROCESO SHELL

PROCESO DE UNION CARBIDE

(Mallas 4-A-LNG)

W.R. Grace y Laporte.

PROCESO DE ESPONJA DE HIERRO

}

Tabla No.

OTROS PROCESOS DE DESACIDIFICACIÓN O ENDULZAMIENTO

MEMBRANAS

OXIDO DE ZING (PROCESOS DE LECHO FIJO)

PROCESOS CRIOGENICOS (PARA LA REMOCIÓN DE GASES ACIDOS)

N - PYROL UTILIZA N-METIL PIROLIDONA O NMP, ESTE SOLVENTE

ES UTILIZADO EN EL PROCESO PURISOL DE LURGI.

TEXACO (USA Na OH CON UN CATALIZADOR)

Algunos solventes físicos muestran mayor selectividad a la absorción del H2S en presencia de CO2, que los solventes químicos.

8.1.-Procesos de agua limpia (Aquasorption)

Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas: como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre.

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

En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se represuriza para enviarla a un

separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.

8.2.- Proceso con selexol (solvente)

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2.

Ventajas del Selexol:

• Selectivo para el H2S

• No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas

• No se requiere “reclaimer”.

• Pocos problemas de corrosión

• El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto

tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.

• Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

• Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son

más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más

pesados son bastante bajos.

• Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)

• Solvente más costoso que las aminas

• En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente

y depositación de azufre en los equipos.

• Baja remoción de mercaptanos

• Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

9.-PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS

En estos procesos 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 de calor y/ 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 activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos una alcanolamina 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).

La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso de regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en la planta. con la correspondiente disminución de suministro de calor.

Las soluciones de carbonato de potasio, generalmente incluyen activadores para aumentar la reacción cinética, pero esos solventes son difíciles de regenerar con un simple descenso de la presión.

En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aún cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C02.

El absorbedor o contactor, es la torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o regenerada, que llega 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. Como un rehervidor adicional, se observa en la Fig. No. 1-1- el “reclaimer" (recuperador o reconcentrador) que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de

regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución.

Diferentes parámetros de funcionamiento de la planta que hemos tomado como modelo. Al observar con detenimiento las cifras que acompañan el gráfico, entenderá mejor el funcionamiento del sistema:

1. Número de platos, diámetro y valores de presión y temperatura en los diferentes puntos de la planta.

2. Caudal de gas y contenido de CO2 y H2S, en la entrada y salida de cada columna.

3. Caudal de la solución y concentración molar de gas ácido.

4. Tanque de venteo. Tiene una pequeña columna de absorción que permite purificar el gas combustible. Aquí empieza a descender la presión del sistema para llevar la solución hasta el regenerador. El cual trabaja a presiones muy bajas. Al expandir la solución se desprende el gas natural que fue absorbido por efectos de la presión alta del absorbedor. Este gas es utilizado como combustible en la misma planta.

En la ruta hacia la columna de regeneración, la solución rica o contaminada pasa por el intercambiador de calor con el fin de irla preparando para trabajar a las temperaturas altas que se requieren para producir el desprendimiento del gas ácido.

Observe en la que, en este ejemplo específico, estamos usando 205,10F para entrar al regenerador. El operador deberá cuidar de que no se desprenda el gas ácido antes de llegar a la torre, lo cual podría generar una corrosión excesiva en las tuberías. Algunas veces es preferible utilizar - en este tramo - acero inoxidable.

El regenerador, es la torre en la cual se separa la solución de amina de los gases ácidos. Trabaja a baja presión y alta temperatura.

Al analizar los parámetros de funcionamiento de la planta que hemos tomado como modelo el lector se ha formado una idea de cómo trabajan estos diseños.

Más adelante estudiaremos con detenimiento lo siguiente:

1. Presión y temperatura en los diferentes puntos de la torre.

2. Concentración del gas ácido (moles de gas ácido por mol de solución) a la entrada y salida de la torre.

3. Número de platos de burbujeo y diámetro del regenerador.

4. Carga calorífica del condensador y del rehervidor.

5. Razón de reflujo en el condensador del tope y capacidad de la bomba.

Presenta los equipos instalados entre las dos torres principales de la planta, tales como: el tanque de abastecimiento, los intercambiadores, el sistema de bombeo y los filtros.

TABLA

PROCESOS CON SOLVENTES QUIMICOS

1. Alcanolaminas Peso

MEA 2,5 N Monoetanolamina en agua 15%MEA -Amina-Guard ó MEA Gas/spec IT 1 5 N Monoetanolamina en agua 30%MEA –Amina Guard -·ST 5 N Monoetanolamina en agua con inhibidores. 30%DGA 6 N Diglicolamina en agua con inhibidores. 63% (23-70%)DEA 2,5 N Dietanolamina en agua 26% (15-26%)DEA -Snea 3 N Dietanolamina en agua 32% (25-35 %)DEA -Amina Guard 5 N Dietanolamina en agua con inhibidores. 52%DEA -Amina Guard ST 5 N Dietanolamina en agua con inhibidores. 52%DIPA ó ADIP 4 N Diisopropanolamina en agua 54% (30-54%)MDEA 4 N Metildietanolamina en agua 48% (30-50%)MDEA -Activada, Snea-P-MDEA con activador. 4 N Metildietanolamina en agua 48%Ucarsol 2 N Metildietanolamina en agua 24%TEA Trietanolamina en agua

2. Sales de Carbonato de Potasio

Carbonato Potásico Caliente (HOT-POT)Benfield Carbonato Potásico, aditivos e inhibidoresBenfield-Hipure Carbonato Potásico(20-35%) seguido de un proceso de aminasCatacard Carbonato Potásico con catalizador inorgánico (Boratos de Aminas)e inhibidores de corrosión.

3. Sales Básicas

Giammarco Vetrocoke Carbonato Potásico Caliente con Trióxido de Arsénico (Arsenita) .Alkazid -M Sal de potasio y ácido metilamino-propiónico.Alkazid -DIK Sales de potasio, dimetilaminoacético.Flexsord Carbonato Potásico Caliente y aminas impedidas.

En esta sección es recomendable el análisis de los parámetros que a continuación se enumeran:

1. Presión y temperatura en los diferentes puntos.

2. Cargas caloríficas y la posibilidad de determinarlas con los calores específicos de la amina rica (Cp, ar) y de la amina pobre (Cp, ap); las tasas másicas que, a su vez, se presentan en el esquema y la diferencial de temperatura en cada sector.

 MEA (MONOETANOLAMINA

La MEA, es la base más fuerte de las diferentes aminas y ha tenido un uso difundido especialmente cuando la concentración del gas ácido es pequeña. Por su bajo peso molecular tiene la mayor capacidad de transporte para gases ácidos con base a peso o volumen, lo que significa menor tasa de circulación de amina para remover una determinada cantidad de gases ácidos.

 

DGA (DIGLICOLAMINA)

CARACTERISTICAS:

La reacción de la DEA con COS y CS2 es más lenta que con la MEA y los productos de la reacción son distintos, lo cual causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión. La DEA se degrada en igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, lo cual hace muy difícil separarlos por destilación y no se usan sistemas de recuperación (reclaimer).

DESVENTAJA DEL DGA

La desventaja de la DGA es la gran solubilidad de fracciones del C3+ comparado con el uso de MEA, DEA, etc. La DGA también se ajusta al tratamiento de líquidos. El gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agreando un sistema común de regeneración.

Las soluciones de DGA en agua son térmicamente estables a 400oF, pero se congelan a – 40oF. Ello implica que el operador debe estar familiarizado con las condiciones de trabajo de la solución que utiliza.

 

DEA (DIETANOLAMINA)

La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa en

concentraciones altas.

La reacción de DEA con COS y CS2 es más lenta que con la MEA, y los productos de la reacción son distintos, lo que

causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión de vapor más baja, por lo cual

las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores, y funciona bien en absorbedores de baja presión.

La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contengan un total de 10% o más de gases ácidos a

presiones de operación de unos 2,4 kg/cm2 o mayores.

ADIP (DIISOPROPANOLAMINA, ACTIVADA)

La DIPA es una amina secundaria como la DEA, tiene una gran capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.

Este proceso es ampliamente usado para la remoción selectiva del sulfuro de hidrógeno

de gases de refinería con altas concentraciones de H2S/CO2. El COS se remueve parcialmente (20-50%), pero es

posible lograr concentraciones más bajas de H2S

MDEA (METILDIETANOLAMINA)

La metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2, por lo tanto para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor aplicación es la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y H2S).

Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flash.

Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable.

9.1.-CARBONATO POTASICO CALIENTE (HOT POT)

El proceso original de Carbonato Potásico Caliente para el tratamiento del gas fue desarrollado a comienzo de 1950, por Benson y Field del bureau of mina de EUA. El uso de una solución simple de carbonato es una tecnología sometida al pago de una patente.El proceso de BENFIELD, incorporar aditivos que requieren de etapas de adsorción y desorcion también llevan inhibidores incorporados. El dióxido de carbono se puede reducir a 500ppm, y en el gas tratado.El proceso sirve para la remoción de CO2, H2S COS, CS2 y RSH del gas natural, pero, cuando se necesitan niveles bajos de H2S y de la remoción de COS o mercaptanos, pueden hacer falta dos o tres etapas de absorción.

9.2.-Procesos Colmes – Stretford

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se 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.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.

Ventajas del Proceso

• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos

de 2PPM.

• Proceso Selectivo no remueve CO2.

• No requiere unidad recuperadora de azufre.

• Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni 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

• Es complicado y requiere equipo que no es común 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.

10.-DESCRIPCION DEL CIRCUITO DE UNA PLANTA DE AMINAS

En un típico sistema de aminas el gas a tratar proveniente de la separación primaria, ingresa al circuito a través de una unidad de filtrado o ‘’scrubber’’ (f-210) provisto de 14 elementos filtrantes con orificios de 0,8 micrones, cuya función es la remover agua e hidrocarburos líquidos, en la corriente del gas antes de ingresar a la torre absorvedora donde se contacta en contra corriente con la solución de aminas.

Luego esta solución ingresa por la parte superior a la torre absorvedora t-203 y a través de los platos internos se efectúa el contacto en contra corriente amina – gas, la amina (solución al 35% de amina y 65% de agua desmineralizada) deja el fondo del absorvedor ‘’cargada’’ con los gases ácidos, (solventes líquidos), el solvente líquido o amina rica, es ‘’flasheado’’ en el tanque v-208 y por medio de expansión para remover de él los gases hidrocarburos y los condensados disueltos.

Luego del tanque flash, la amina rica (en co2/sh2) pasa por un intercambiador de amina rica / amina pobre, el e-202 intercambian temperatura también en contra corriente para finalmente ingresar a la torre t-206 de stripping, (torre regeneradora de amina), en donde el calor de fondo; proveniente del reboiller (o rehervidor) e-207, rompe las uniones amina – co2 / sh2, separándose los gases ácidos por un lado y la amina pobre por el otro. este reboiller es alimentado por un flujo constante de aceite caliente, circuito que ingresa a través de un horno con llama directa el h-240, el flujo es movido por tres bombas las p-230 a/b/c que succionan de un acumulador el v-220.

El co2 / sh2 eliminado pasa por un aero enfriador el ac-215, en donde los vapores de agua (solución de amina) arrastrados por la corriente del gas desprendido, son condensados y atrapados en un equipo depurador el f-216 desde donde son bombeados hacia la corriente de entrada de la amina rica hacia la torre regeneradora t-206. por último, los gases resultantes (co2 / sh2) de esta regeneración son expulsados hacia la atmosfera terminando así con la extracción de los mismos.

Usualmente el calor del reboiller es vapor de agua saturado a presiones de 10 / 20 psig. con temperaturas que oscilan entre 235 / 245 °f el que produce una temperatura de ‘’stripping’’ (regeneración) máxima de 250 °f (121 °c).

La amina pobre o regenerada, después de intercambiar calor con la amina rica en el intercambiador e-202, pasa hacia el tanque almacenador tk-205, de donde es succionada a través de dos bombas booster p-202 a/b, pasa por aero enfriador el ac-209, para luego ingresar por una serie de filtros (mecánico y carbón activado) los f-212 a / f-214 / f-212 b para luego ingresar a la torre contactora t-203.

La amina pobre procedente del stripper (regenerador), intercambia calor con la amina rica (solvente rico), hasta una temperatura de no más de 10 a 15 °f mayor que el gas de entrada para prevenir condensación en el interior de la torre t-203 de hidrocarburos gaseosos superiores (condensables) en la corriente del gas y esta es bombeada hacia la torre absorvedora través de bombas la p-202 a / b donde comienza otro nuevo ciclo en el proceso de extracción de los gases ácidos.

11.-ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL CON AMINAS

Los solventes químicos, por lo general son alcanolaminas en solución acuosa

que reaccionan química y reversiblemente con los gases ácidos, por consiguiente,

al elevar la temperatura se puede recuperar el solvente.

Las aminas son compuestos derivados del amoniaco (NH3), son bases

orgánicas donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de

los hidrógenos en el amoniaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias.

Las aminas se dividen en primarias (monoetanolaminas, diglicolaminas),

secundarias (dietanolaminas) y terciarias (metildietanolaminas, trietanolaminas)

dependiendo el numero de sustituciones que se hagan en el nitrógeno.

Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que son empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas natural. En un inicio la monoetanolamina (MEA) era la mas utilizada que cualquier aplicación de endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya que daba mejores resultados.

En los últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así como las mezclas

de aminas han ganado popularidad. El uso de estas aminas depende de su grado

de selectividad para la remoción de los contaminantes ácidos. El uso de mezclas

de alcanolaminas ha demostrado tener excelentes características de absorción,

así como una capacidad de carga elevada, velocidades de reacción superiores y

requieren menor energía para la recuperación de solvente.

La mezcla acuosa de MDEA-DEA se tiene en el tanque T1, la cual entra a la

torre de absorción (ABS) por la parte superior de la misma. Mientras que a

contracorriente se alimenta CO2-aire, que simula al gas amargo. En esta etapa del

proceso se lleva a cabo la transferencia de masa a través del empaque

estructurado, y es donde la mezcla de aminas absorbe el CO2 para salir por el

fondo de la columna de absorción y por el domo el gas dulce. Luego la mezcla rica

en CO2 pasa al tanque T2 para su calentamiento y después entra a la torre de

desorción (DES) por la parte superior, obteniendo en la parte inferior de la

columna la mezcla de aminas regenerada. La cual es recirculada al proceso

(entrando al tanque T1). Y por el domo el CO2 mismo que se libera a la atmosfera.

Figura 2. Proceso de Endulzamiento del Gas Natural con Aminas

a. COMPONENTES UTILIZADOS EN EL ENDULZAMIENTO DEL

GAS NATURAL CON AMINAS

a. Un separador de entrada:

La principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan

junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos

líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si

estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de

contaminación al proceso de endulzamiento.

b. El absorbedor o contactor

Este aparato esta formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido

que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o

regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja

temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y

transferido a la solución. El gas que sale por el tope de al torre es gas tratado, el

cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto

dependerá de la eficiencia del proceso de endulzamiento

c. Tanque de Venteo

Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se disuelve en la

solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es mayor a 500

lpcm, y se opera a una presión de 75 lpcm. El propósito principal de este tanque

es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución.

d. Intercambiador de Calor Amina- Amina

El principal objetivo de este aparato es aprovechar el calor que viene de la

amina pobre que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor

se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que

viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190F. Se recomienda no

separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, si esto

ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones.

e. Regenerador

Este aparato 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 rehervidos, que sirve para suministrarle

el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador es remover el gas ácido

contenido en la solución rica.

f. Tanque de Abastecimiento

Este aparato se utiliza para almacenar la solución pobre. Se recomienda tener

una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en

vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona

en forma ineficiente También se debe de tener en cuenta, que si la solución de

amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo

con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego se

debe tener cuidado, para que no entre aire el aire o entre al tanque de

abastecimiento.

g. Bomba de la Solución Pobre

Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa la presión

de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al

absorbedor.

h. Recuperador o Reconcentrador

Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la

solución. En este recipiente la aminase evapora y regresa a la torre de

regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos

indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el

fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5%P/P de la solución pobre fluye

por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.

i. Regenerador

El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la

solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la torre de

regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el

cuarto plato por debajo del tope.

j. Filtros

Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas.

k. Enfriador de la Solución Pobre

Este es una especie de intercambiador de calor adicional, tal como la solución

pobre que sale del regenerador, por lo general tiene una temperatura muy alta,

luego no se puede introducir de esa forma al equipo denominado absorbedor,

porque disminuye la capacidad de retención de componentes ácidos. En el

intercambiador adicional la solución fluye de los tubos, en donde la solución se

enfría hasta 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.

l. Plantas con Tamices Moleculares 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.

11.-CONSECUENCIAS DE NO REALIZAR EL PROCESO DE

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Uno de las principales consecuencias de la presencia de gases ácidos es la

corrosión. La corrosión es una condición operacional que se debe manejar en

todas las instalaciones de endulzamiento. El tipo de solución endulzadora y su

concentración tiene un gran impacto sobre la velocidad de corrosión.

Los lugares más propensos a la corrosión son el rehervidor, el intercambiador

de calor y el generador, debido a las temperaturas elevadas que se manejan. La

selección adecuada de un método, para realizar el proceso de endulzamiento del

gas natural, es de gran importancia. En realidad existen muchos procesos para la

remoción de los gases ácido de las corrientes del gas natural. Antes deseleccionar

un determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del

gas de alimentación y las condiciones de flujo, así como los requerimientos

específicos del gas residual. Luego se recomienda realizar una evaluación de

todos los procesos existentes, con el objetivo de seleccionar la mejor opción. Los

principales factores que se deben de considerar para la selección de un proceso

de endulzamiento con alta eficiencia son:

a. Regulaciones de Contaminantes en el Ambiente: En este se refiere a la

presencia de H2S, C02, C0S, RHS, etc. Aquí se recomienda analizar en

forma exhaustiva las Normas, que Venezuela establecer, referidas a la

cantidad de los gases ácidos que se permiten en el ambiente, también las

leyes internacional es del tema.

b. Tipo y Concentración de las Impurezas en el Gas Ácido a Remover:

Con el objetivo de seleccionar un proceso de alta eficiencia en el proceso

de endulzamiento es necesario tener un preciso conocimiento de la

composición y concentración del gas de alimentación. Existen procesos que

son de alta eficiencia para la eliminación del Dióxido de Carbono (C02),

mientras que otros lo son parala eliminación del Sulfuro de Hidrógeno (H2S)

e impurezas en general. Esto es necesario hacerlo, ya que el C0S y el CS2,

reaccionan con la MEA en forma irreversible, produciendo con ello la

degradación de la solución, y por ende detienen o hace ineficiente el

proceso de endulzamiento. También la presencia de hidrocarburos líquidos

y agua son problemáticos para la eficiencia del proceso.

c. Tipo y Composición de las Impurezas del Gas a Tratar : Para una mayor

eficiencia del proceso de endulzamiento es necesario conocer con un cierto

grado de precisión, el tipo y la concentración de los gases ácidos. Tal, como

hay procesos de endulzamientos que son de alta efectividad, pero en

concentraciones bajas de los gases ácidos.

d. Especificaciones del Gas Residual: En este caso es de gran importancia

saber, donde será utilizado el gas dulce. Esto significa que no todos los

procesos de endulzamiento pueden alcanzar las especificaciones válidas

para la industria.

e. Temperatura y Presión del Gas Ácido y del Endulzado: Cuando el

proceso de endulzamiento se realiza con MEA La temperatura del gas de

carga varía de 50a 150F y la temperatura del proceso varía entre 100 y 270

F, con lo cual el H2S se puede recuperar casi el 100%, mientras que las

presiones varían desde atmosférica hasta 1500 lp cm Otros factores a

tomar en cuenta son Volumen del gas a ser procesado; control de la

Corrosión; Fracción molar de los hidrocarburos en el gas; requerimientos de

selectividad; Costos de operación; Especificaciones de los productos

líquidos.

12.-CONCLUSION

El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, que

debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos

de la corriente del gas. Esta remoción puede realizar a través de varios procesos, como lo son

la absorción de los gases ácidos,con solventes químicos, físicos y mixtos. Cuando la absorción

ocurre con solventes químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases

que se desea remover, luego este proceso esa regularizado por la estequiometria de la

reacción, lo importante, que después se tiene que aplicar calor para poder resorber el solvente

y eliminar los gases de la corriente. Cuando se habla de solventes químicos es imposible no

mencionar a las aminas, tanto primarias, secundarias y terciarias y su selectividad hacia el

dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno.El proceso de endulzamiento implica también

procesos de absorción, lecho fijo o lecho seco, en donde se utilizan los tamices moleculares, o

membrana, desde luego hay que tener en cuenta, cuando se pueden utilizar algunos de estos

procesos, teniendo en cuenta los costos energéticos y otros. En la actualidad se habla mucho

de las reacciones de conversión directa del sulfuro de hidrógeno y su posterior recuperación del

azufre, y su gran utilidad para la producción de ácido sulfúrico en los centros petroquímicos. La

utilización de los secuestrantes químicos, como la triazina, para la eliminación del sulfuro de

hidrógeno, juega desde luego un gran papel, en los procesos de tratamientos del gas natural,

quizás habrá que estudiar mucho, para poder comprender los mecanismos de reacción, entre

la molécula de triazina y el sulfuro de hidrógeno, pero nadie duda de su gran utilidad.

13.-BIBLIOGRAFIA

“Endulzamiento del Gas Natural”, Por Profesor Marcías J. Martínez. Publicado por Ingenieros Consultores SRL, Maracaibo – Venezuela – 1994.

ENCICLOPEDIA Hispánica. (2001)

MACROPEDIA VOLUMEN 7.

Segunda Edición. Editorial Barsa Planeta.

Estados Unidos de América.

ENCICLOPEDIA Encarta (2007). Biblioteca de Consulta.

Corrosión Microbiologica en la Industria. 1985 UCV Dra. Blanca Rosales

MICROSOFT Internet, www. google.com

http://es.scribd.com/doc/58158898/Procesos-de-Tratamiento-Del-Gas-Natural

http://www.scielo.cl/scielo.php?pid=S0718-07642005000600006&script=sci_arttext

http://www.serviciosgdp.com/cursos/ver/512.pdf

http://www.petroblogger.com/2010/06/endulzamiento-de-gas-natural.html

http://html.rincondelvago.com/gas-natural_endulzamiento.html

http://es.scribd.com/doc/66967826/12/Figura-9-Diagrama-de-Flujo-de-una-Planta-

de-Endulzamiento-de-Aminas

AIChE Spring National Meeting. 1996, 12-24, NY: American Institute of Chemical Engineers, USA Asociación Chilena de Corrosión. 1999 Campbell J.M, Endu lzamieizaiat dam oGzsNuuiatE.1979 3 Edición., 2, 222-227, a

Campbell Petroleum Series. 1979, Oklahoma, USA Comportamiento de Corrosión en las Aleaciones de Base Fe/Ni en Regeneradoras de Eliminación de C0 que utiliza DGA 1999. Journal of the Japanese Association 2

for petroleum Technology, Vol 64, N 6