Universidad de Oriente Núcleo Anzoátegui Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas Departamento de Ingeniería Química
ENDULZAMIENTO ENDULZAMIENTO DEL GAS NATUR NATURAL AL
arcelona! A"ril del #$%&
CONTENIDO INTRODUCCIÓN...................................................................................................4 1. Gas Natural..................................................................................................... 5 2. Compo!t!s "!l Gas Natural........................................................................5 #. Cotam$at!s "!l Gas Natural......................................................................% 4. Cos!&u!&$a "! la 'r!s!&$a D! Gas!s (&$"os ! !l Gas Natural.................% 5. El$m$a&$) "! las Impur!*as "!l Gas Natural................................................+ %. 'ro&!sam$!to "!l Gas Natural......................................................................., +. Clas$-&a&$) "! los 'ro&!sos "! E"ul*am$!to............................................. , +.1. 'ro&!sos &o Sol!t!s /u0m$&os........................................................... , +.2. 'ro&!sos &o Sol!t!s 0s$&os................................................................. +.#. 'ro&!sos &o sol!t!s 30r$"os o M$tos................................................. +.4. 'ro&!sos "! Co!rs$) D$r!&ta.............................................................. 16 +.5. Mallas Mol!&ular!s.................................................................................. 16 +.%. 'ro&!so &o Am$as................................................................................ 16 +.%.1. Moo!taolam$a 7MEA8................................................................... 16 +.%.2. D$!taolam$a 7DEA8........................................................................ 16 +.%.#. D$$sopropaolam$a 7DI'A.................................................................11 +.%.4. M!t$l"$!taolam$a 7MDEA8..............................................................11 +.%.5. D$9l$&olam$a 7DGA8..........................................................................11 ,. 'ro&!so "! E"ul*am$!to &o am$as.........................................................11 ,.1. S!para"or "! !tra"a............................................................................. 12 ,.2. Torr! &ota&tora...................................................................................... 12 ,.#. Ta:u! "! !t!o................................................................................... 12 ,.4. It!r&am$a"or Am$a;Am$a.................................................................12 ,.5. Torr! r!9!!ra"ora 7REGENERATOR8...................................................... 12 ,.%. Ta:u! "! alma&!am$!to.................................................................... 1# ,.+. $ltros...................................................................................................... 1# ,.,. E
.#. Cos$"!ra&$o!s "!l 'ro&!so...................................................................14 .4. D$spos$&$) $al "!l Gas (&$"o............................................................... 14 .5. Costos..................................................................................................... 15 CONCLUSIONES................................................................................................. 1% =I=LIOGRA>A.................................................................................................... 1+
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INTRODUCCIÓN
El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano y el resto por gases inorgánicos, es por esto que para su purificación al ser extraído, es pasado por varios métodos, como el Endulzamiento o desacidificación, este es uno de los proceso de mayor importancia al que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas extraído del yacimiento. a demanda del gas natural obliga a me!orar los procesos de Endulzamiento, con el incremento de la producción de gas dulce y la disminución de los costos de operación. Estudios realizados en esta área se encaminan a la reducción de pérdidas de amina, mediante la manipulación de las variables operativas e implementación de dispositivos, obteniéndose excelentes resultados en el a"orro de costos sin alterar la capacidad ni la calidad de Endulzamiento. El Endulzamiento del gas natural se puede realizar a través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos, con solventes químicos, físicos y mixtos, como también procesos de adsorción, lec"o fi!o o lec"o seco, El ingeniero de procesos tendrá que tener claramente establecido los parámetros y#o procesos que se deben de tener en cuenta para seleccionar un método de Endulzamiento, y sobretodo tendrá que impedir el posible impacto ambiental que implica la selección de cada uno de los procesos, pero independientemente del método a utilizar, el Endulzamiento es necesario, ya que la no eliminación de los gases ácidos, trae consigo el incremento del proceso de corrosión, y toda su implicación técnico$ económica, sin tener en cuenta los costos.
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1. Gas Natural El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los yacimientos. %omo se trata de un gas, puede encontrarse sólo en yacimientos separados. a manera más com&n en que se encuentra este combustible es atrapado entre el petróleo y una capa rocosa impermeable. En condiciones de alta presión se mezcla o disuelve aceite crudo. El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son' el ácido sulf&rico ()*+, -ióxido de carbono (%* y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas "&medo, amargo e "idratado/ amargo por los componentes ácidos que contiene, "&medo por la presencia de "idrocarburos líquidos e "idratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos. Existen diversas denominaciones que se le al gas natural y por lo general se asocia a los compuestos que forman parte de su composición. 0or e!emplo cuando en el gas natural "ay )*+ a nivel por encima de 1 ppm por cada pie c&bico de gas se dice que es un gas 2amargo3 y cuando la composición desciende a menos de 1 ppm se dice que es un gas 2dulce3.
2. Componentes del Gas Natural 4o existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. %ada gas tiene su propia composición, de "ec"o dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si. 5ambién la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá "acer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales. 4ormalmente se compone de "idrocarburos con muy ba!o punto de ebullición. El 6etano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de 7891:%, el etano con un punto de ebullición de 7;<:%, puede estar presente en cantidades de "asta 8=>/ el propano cuyo punto de ebullición es de "asta 71*:%, representa un ?>. El butano, pentano, "exano y octano también pueden estar presentes.
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El gas natural tiene, también cantidades menores de gases inorgánicos, como el 4itrógeno (4*, el -ióxido de %arbono (%*/ +ulfuro de )idrógeno ()*+/ 6onóxido de %arbono (%=, xígeno (* , @apor de Agua ()*, etc.
3. Contaminantes del Gas Natural Al )*+ y al %* se les denomina gases ácidos del gas natural. En muc"os campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de 2amargo3 al gas natural. El ácido sulf&rico, también conocido como sulfuro de "idrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. %uando es separado del gas natural mediante el proceso de Endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos. 0or su parte el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones ba!as no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. +e puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión atmosférica se condensa como sólido en lugar de "acerlo como líquido. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, "e aquí la propiedad corrosiva que el %* presenta en presencia de agua. tros componentes indeseables de naturaleza ácida son el sulfuro de carbonilo (%+ el cual es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico que normalmente se descompone en %* y )*+ y los mercaptanos de fórmula general +), donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo.
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4. Consecuencia de la resencia De Gases !cidos en el Gas Natural Bna de las principales consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión. 0roceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de "idrógeno ()*+, y dióxido de carbono (%=*. Además de la presencia de agua ()*=. Estos componentes provocan corrosión dentro de cualquier instalación. +obre todo si es una tubería de acero, en la cual predomina el "ierro en forma metálica (Ce. Esta no es la forma natural del "ierro, tal como las formas naturales son la Cerrosa (CeD* y Cérrica (CeD?. uego como es natural al buscar el "ierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua, que forman productos altamente corrosivos.
En general, se puede sealar que las corrientes con alta relación de )*+#%=* son menos corrosivas que las relaciones menores. a temperatura del proceso y la alta concentración del )*+ "acen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. a remoción del ()*+, mediante el proceso de Endulzamiento, se "ace necesaria para reducir la corrosión en las instalaciones de mane!o, procesamiento y transporte de gas. 0or otra parte, la naturaleza tóxica de este contaminante obliga a eliminarlo por razones de seguridad para la salud y el medio ambiente, como también por la importancia de recuperar el Azufre.
". Eliminaci#n de las Impure$as del Gas Natural as corrientes de gas natural poseen, impurezas o contaminantes Estas sustancias son muy indeseables y deben eliminarse de la corriente del gas natural antes de su comercialización. as 4ormas de %alidad del gas. os procesos para eliminar las sustancias ácidas del gas natural se conocen como procesos de Endulzamiento del gas natural, y se realizan utilizando alg&n absorbente de las sustancias ácidas. Estos procesos deben lograr que las corrientes de gases tratadas cumplan con las 4ormas de %alidad del gas natural comercial en cuanto al contenido de %* y, deben cumplir con la economía del proceso/ es decir, que la sustancia absorbente usada pueda ser recuperada y reutilizada en circuito cerrado. as principales razones para remover los contaminantes del gas natural son'
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+eguridad del proceso que se realiza %ontrol del proceso de corrosión Especificaciones de los productos producidos en un proceso
+
• • •
Fmpedir la formación de "idratos -isminuir los costos del proceso de compresión +atisfacer las normas de gestión ambiental y Evitar el envenenamiento de los catalizadores.
%. rocesamiento del Gas Natural -ebido a esto para el uso comercial o doméstico, el gas natural debe ser tratado de manera de eliminar o disminuir la concentración de aquellos compuestos indeseados. El acondicionamiento del gas natural consta de tres procesos fundamentales' el endulzamiento (elimina los componentes ácidos, la des"idratación (elimina el agua y a!uste de punto de rocío (elimina los "idrocarburos líquidos El proceso de endulzamiento, se "ace con el fin de remover el )*+ y el %* del gas natural, debido a que estos compuestos son gases que pueden ocasionar problemas en el mane!o y procesamiento del gas, así como también problemas de corrosión, olores perniciosos, emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida, entre otros. %onsiste a la eliminación de los componentes ácidos que, por lo general, contiene el gas en su estado natural. +e debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar, conociendo las impurezas que están de forma in"erente ligadas al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de "idrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina/ de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado.
&. Clasi'caci#n de los rocesos de Endul$amiento &.1. rocesos con (ol)entes *u+micos En estos procesos, el gas que se va a tratar se pone en contacto en contracorriente con una solución de un componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar compuestos inestables, solubles en el solvente. El componente activo de la solución puede ser una alcano amina o una solución básica, con o sin aditivos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución ingresa por la parte superior y el gas por la parte inferior. as reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles/ por lo tanto, la solución al salir
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de la torre se envía a regeneración. os procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y en segundo lugar los procesos con carbonato. En este proceso, la torre contactora debe traba!ar en condiciones de ba!a temperatura y alta presión de manera que se favorezca la reacción entre el gas y el solvente químico. 0or otro lado, en la regeneración se debe traba!ar en condiciones contrarias a las mencionadas, o sea a alta temperatura y ba!a presión, de manera de favorecer la liberación de los gases ácidos. as principales desventa!as de este método son' la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de las reacciones. os principales procesos con solventes químicos son' 6-EA, 6-EA activada y Genfield (con carbonato de potasio.
&.2. rocesos con (ol)entes ,+sicos En estos procesos, el solvente físico utilizado absorbe el contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas, y son regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de pequeas cantidades de gas de despo!amiento. +e caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de "idrocarburos. 0rincipalmente los procesos de absorción física son utilizados cuando la presión del gas es alta y "ay cantidades apreciables de contaminantes/ obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución. os procesos físicos tienen alta afinidad por los "idrocarburos pesados. +i 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 su separación no es económicamente viable. os principales procesos comerciales que utilizan solvente físicos son' +elexol, +olvente Cl&or y ectisol.
&.3. rocesos con sol)entes -+ridos o /i0tos En este tipo de procesos se traba!a con la combinación de solventes físicos y químicos. ógicamente, el mismo presenta las características de ambos. a regeneración se logra por la separación en m<iples etapas y fraccionamiento. +e puede remover %*, )*+, %+, %+* y mercaptanos dependiendo de la composición del solvente. a selectividad "acia el )*+ se
logra a!ustando la composición del solvente y#o el tiempo de contacto. os principales procesos comerciales que utilizan solvente "íbridos son' +ulfinol$ -, +ulfinol$ 6 y ptisol.
&.4. rocesos de Con)ersi#n Directa os procesos de conversión directa se caracterizan por la selectividad "acia la remoción del )*+. El sulfuro de "idrogeno es removido de la corriente de gas, por un solvente que circula dentro del sistema, el cual puede ser reducido fácilmente por el )*+ y rápidamente oxidado por el aire, produciendo azufre elemental. os procesos comerciales más conocidos son' +tretford, 5aHa"ax y Cerrox.
&.". /allas /oleculares as mallas moleculares son lec"os fi!os que operan con ciclos de traba!o y también se pueden utilizar para des"idratar el gas natural. +e usan para absorber físicamente los componentes ácidos ()*+ y %* y luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas o descensos de presión.
&.%. roceso con minas a absorción química utilizando alconoaminas forma parte de los procesos más frecuentemente usados y de los más eficientes. En el tratamiento de gas se utilizan soluciones acuosas de aminas para remover sulfuro de "idrógeno ()*+ y dióxido de carbono (%*. os distintos tipos de amina que se pueden utilizar son los siguientes' 6onoetanolamina (6EA, -ietanolamina (-EA, -iisopropanolamina (-F0A, 6etildietanolamina (6-EA y -iglicolamina (-IA.
&.%.1. /onoetanolamina /E es la más reactiva de las etanolaminas. +e utiliza preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del %* y del )*+, aunque algunas impurezas tales como el %+, %+* y el oxígeno tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomiendan en esos casos. %on 6EA, se logran concentraciones muy ba!as de %* # )*+. Es &til en aplicaciones donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada es ba!a. a corrosión y la formación de espuma es el principal problema operacional al traba!ar con 6EA.
&.%.2. Dietanolamina DE es muc"o menos corrosiva que la 6EA, pero la solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. a reacción de -EA con %+ y %+* es más lenta que con la 6EA, y los productos de la reacción son distintos, lo que causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. 5iene una presión de vapor más ba!a, por lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son
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menores, y funciona bien en absorbedores de ba!a presión. a -EA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contengan un total de 8=> o más de gases ácidos a presiones de operación de unos *,1 Hg#cm* o mayores.
&.%.3. Diisopropanolamina DI' es una amina secundaria como la -EA, tiene una gran capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.
&.%.4. /etildietanolamina /DE a metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el %*, por lo tanto para removerlo, se requiere de un mayor n&mero de etapas de equilibrio de absorción. +u me!or aplicación es la remoción selectiva del )*+ cuando ambos gases están presentes (%* y )*+. Bna venta!a de la 6-EA, para la remoción del %* es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flas". tra venta!a que puede ofrecer la 6-EA sobre otros procesos con amina es su selectividad "acia el )*+ en presencia de %*. En estos casos la 6-EA es más favorable.
&.%.". Dilicolamina DG es una amina primaria como la 6EA en cuanto a la reactividad pero tiene me!or estabilidad y ba!a presión de vapor, esto permite el uso de concentraciones relativamente altas, entre 9=7J=> en peso. Bna de las desventa!as es que la química es más costosa y da productos de degradación que no son re generables cuando están presentes el %* con %+ y %+*. a solución utilizada es de K9> en peso de -IA. a degradación de la solución absorbedora de amina se evita con el uso de una técnica de recuperación por alta temperatura, la cual purifica la solución.
5. roceso de Endul$amiento con aminas Está conformado principalmente por una torre absorbedora o contadora
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5.1. (eparador de entrada. +e
encarga de separar los agentes contaminantes que lleguen a la planta de tratamiento de gas, tales como partículas sólidas, "idrocarburos líquidos, etc., que puedan generar problemas de espuma, corrosión, entre otros.
5.2. Torre contactora. Es uno de los equipos principales de la planta !unto con la torre regeneradora. Es una torre de intercambio gas$líquido. El gas ácido entra por la parte inferior de la torre y la amina pobre (amina sin %* por la parte superior de la misma. +e realiza una reacción de equilibrio entre ambos, y el gas sale por la parte superior con un ba!o porcenta!e de dióxido de carbono. Esta torre traba!a a altas presiones y ba!as temperaturas, esto se debe a que el gas es tomado directo del gasoducto, siendo transportado a una presión entre J= 7 J9 Hg#cm*. a amina pobre al salir de la torre es denominada 2amina rica3 debido a que "a aumentado su concentración en componentes ácidos.
5.3. Tan6ue de )enteo. +e utiliza para recuperar los "idrocarburos disueltos en la solución, ya que provocan la generación de espuma en el equipo siguiente (torre regeneradora. Este equipo traba!a a ba!as presiones (1 Hg#cm*, esta disminución de presión "ace que los "idrocarburos disueltos se vaporicen y arrastren una pequea cantidad de %*.
5.4. Intercamiador mina7mina.
+e calienta la amina rica para facilitar la desorción del gas de la solución. Además, se aprovec"a el calor de la amina pobre regenerada, disminuyendo así el requerimiento energético del reboiler (re"ervidor del sistema de regeneración. El intercambiador traba!a a una presión menor que la del tanque flas", esto produce que a medida que se calienta la amina rica libere gases ácidos, tal situación se debe evitar ya que el sistema se vuelve muy corrosivo. 0ara
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disminuir este efecto se puede colocar una válvula de control que regule el flu!o de salida del intercambiador para que este opere a la misma presión que el tanque flas".
5.". Torre reeneradora REGENERTOR. Esta torre al igual que la torre contactora traba!a en contracorriente, en ella se elimina el %* de la amina regenerando la misma para utilizarla nuevamente. Está constituida por 8; platos de contacto gas$líquido, un condensador de productos de cabeza y un reboiler. a solución ácida ingresa por el cuarto plato en este traba!o (los platos están numerados de arriba "acia aba!o, ésta entra en contacto con una corriente de vapor de agua, el cual es generado en el re"ervidor de fondo vaporizando parte del agua contenida en la solución de amina rica. A medida que se aumenta la cantidad de vapor aumenta la cantidad de %* despo!ado, de allí que también se utilice 2vapor de stripping3 para aumentar la eficiencia de la torre. El condensador act&a como un separador gas líquido, el vapor se condensa y se utiliza como reflu!o de la torre mientras que el gas removido es incinerado.
5.%. Tan6ue de almacenamiento . En este tanque se almacena la amina pobre recuperada, y se reponen las pequeas pérdidas que se pueden "aber generado en el proceso. +e debe tener cuidado que la solución agregada mantenga la proporción amina#agua, si no la planta traba!ará de manera ineficiente. +e debe evitar que la amina en el tanque entre en contacto con el aire ya que reaccionará perdiendo su propiedad de absorción, para prevenir esta situación se coloca un colc"ón de gas inerte en el tanque.
5.&. ,iltros. Antes que la amina vuelva al proceso se la "ace circular a través de filtros para remover partículas solidas contaminantes producto de la corrosión. Estos dispositivos deben ser reemplazados o limpiados periódicamente para evitar la saturación por suciedad. a saturación de un filtro se puede observar mediante el aumento de la caída de presión a través de éste.
5.5. En8riador. Al traba!ar la torre de regeneración a altas temperaturas, la amina pobre saldrá caliente, por ello no se la puede introducir directamente a la torre contactora ya que disminuiría su capacidad de retenciónde %*. El enfriador logra disminuir la temperatura de la amina recirculada "asta aproximadamente 8=L% por encima de la temperatura a la cual entra a la torre contactara la corriente gaseosa a tratar.
9. (elecci#n de un proceso de Endul$amiento Aunque existen muc"os procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables se reducen a ? = 1 si se analizan los siguientes aspectos'
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9.1. Especi'caciones del as residual
-ependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso "abrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por e!emplo, "ay veces que es necesario de!ar el %* en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. a selectividad también es importante en casos en que la relación %*#)*+ sea alta y se requiera "acer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre/ la presencia de %* afecta el desempeo de la unidad. El contenido de )*+ es un factor importante, quizás el más, en el gas de salida.El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de )*+, %+, %+* y +. o ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.
9.2. Caracter+sticas del Gas a Tratar Este factor es determinante en el diseo del proceso de Endulzamiento, algunos procesos tienen desempeos muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad relativa de "idrocarburos pesados recuperables/ algunos procesos tienen tendencia a absorber "idrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los "idrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de recuperación de azufre. a presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del proceso. os procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos unas 1== pc., normalmente de ;== pc., por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va a traba!ar a presiones ba!as. a temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente/ una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 89 7 *= :C por encima de la del gas de entrada/ pues si el solvente está más frío que el gas de entrada "abrá condensación y los siguientes problemas de formación de espumas. a cantidad de gas a tratar define el tamao del equipo y posiblemente el n&mero de plantas en paralelo cuando se mane!an vol&menes grandes de gas.
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9.3. Consideraciones
del
roceso
a temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de "acer el diseo, esto es importante en los costos de equipo y operación. a disponibilidad del medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes. Además la temperatura del medio de enfriamiento define la temperatura de circulación del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto "ace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 8?9 7 81= :C, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan me!or a temperaturas ba!as.
9.4. Disposici#n ,inal del Gas !cido
a disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineración, dependiendo del contenido de )*+ en el gas agrio y las exigencias ambientales. %uando se usa incineración no es importante el contenido de "idrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de "idrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más presión que si se va a incinerar.
9.". Costos os factores de costo que se deben tener en cuenta son' • • • •
%ostos de equipo %ostos de 0otencia %ostos de solvente %ostos de combustible.
Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por e!emplo los de absorción física y los "íbridos son más eficientes en este sentido que los de aminas
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CONC:U(IONE(
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%uando en el gas natural "ay )*+ a nivel por encima de 1 ppm por cada pie c&bico de gas se dice que es un gas 2amargo3 y cuando la composición desciende a menos de 1 ppm se dice que es un gas 2dulce3. 4o existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. %ada gas tiene su propia composición, de "ec"o dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre si.
El Endulzamiento es un proceso fi!o en el acondicionamiento del gas natural cuya finalidad es eliminar los gases ácidos del gas. Bna de las principales consecuencia de la presencia de gases ácidos es la corrosión. Antes de seleccionar un determinado proceso se debe considerar cuidadosamente la composición del gas de alimentación y las condiciones de flu!o, así como los requerimientos específicos del gas residual a absorción química utilizando alconoaminas forma parte de los procesos más frecuentemente usados y de los más eficientes Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por e!emplo los de absorción física y los "íbridos son más eficientes en este sentido que los de aminas.
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)ttp'##carteleraelectronica.files.Mordpress.com#*=88#8*#endulzamiento$de$gas$ natural.pdf, Abril, *=81 Endulzamiento-eIas4atural%onAminas+imulacion-el0ro$18?1J18.pdf, *=81
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"ttp'##endulzamientogasnatural.blogspot.com#, Abril, *=81 )ttp'##biblioteca.unmsm.edu.pe#redlieds#proyecto#publicacioneselectro#monografias #05F6FNA%F4>*=-E>*=>*=0%E+>*=-E>*=E4-BNA6FE45 >*=-E>*=IA+>*=4A5BA.pdf, Abril, *=81 )ttp'##pintolagas.blogspot.com#*=8*#=<#proceso$de$tratamiento$endulzamiento$ de."tml, Abril, *=81 "ttp'##es.MiHipedia.org#MiHi#0lantasOdeOprocesamientoOdelOgasOnaturalP+elecci.% ?.G?nOdeO0rocesosOAplicables, Abril, *=81
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