(InPy+139381 10-5 (Iny J(inPf + 148850 10-6 (lnp)4]

T =1I[2 77077x I0-1 -27822410-3 In(07)- 56492910-4 In(lOOO)shy

129859 10-1 (In(07))2 +1 4071210-1 (In(07))(ln(1000)+178574 10 -4

(In(lOOO))2 +11302810-3 (In(07)) +597282 10-4 (In(07)) 2 (In(lOOO))shy

232792 10-4 (In(O7))(ln(l000)) 2-268408 10-5 (In(lOOO)) l +46610610 -1

(In(07)t +55542410 -4 (In(0 7)) (In(l 000)) -147278 10 -5 (In(07)Y

(In(1 000)r +139381 10-5 (In(O 7) )(in(l 000) y+ 14885010 -6 (In(l 000)) 4] = 5261rR=6617 OF

Como se puede apreciar la temperatura de formaci6n de hidratos para este gas es mayor que la temperatura a la cual se encuentra el gas despues de la despresurizacion Por 10 tanto nuevamente se confirma que habra problemas de hidratos

b1- Si se va a calentar el gas en cabeza de pozo para manejar el problema de hidratos este calentamiento se debe hacer por 10 menos para que el gas despues de la expansi6n quede a una temperatura igual a la de formaci6n de hidratos 0 un poco por encima 0 sea que la temperatura final del gas se debe aumentar desde Ia temperatura a la cual se encuentra despues de la despresurizacion sin calentamiento 575 OF hasta la temperatura de formacion de hidratos 0 un poco por encima supongamos que hasta 70 OF Para realizar este calentamiento se requieren

Para obtener la cap acid ad calorifica Cp se usan las figuras 216 y 217 de la referencia (1) del capitulo 2 De la Figura 216 se obtiene suponiendo que el gas se calienta antes de la expansion 0

sea estando a 100 OF C~ =05 BTU Lb degF

Para usar la figura 217 se requieren las condiciones reudoreducidas del gas Usando la ecuacion (1 50) se obtiene

sp= 7568 -1310y~ - 3 6y~ ( 150)

sp = 7568 -1310 7 - 36 072 =668507

y usando la ecuacion (151) se obtiene

sT = 1692+ 3495Yg -740y

sT = 1692+349507-740072 =

(

De esta forma las condiciones seudorreducidas son

sf = 2000 =2992 sTy I I668507

(1 51 )

37759

=i100 + 460) =1452 38563

Por 10 tan

y finalmer

b2- Pare

Se calcul expansio de rocio I

Suponga

Usando I

Esta e~

formacic contenic Lpca y LbslMP Con est

Como~

gas y p de met acuosa

Con las condiciones seudorreducidas y usando la figura 217 de la mencionada referencia obtiene

se y por ti

~CI = 6 BTU LbmolldegF = 6(29 07) = 0296BTU Lb o F

Finalme

212

1 0-6 (Inp)4] Por 10 tanto la capacidad calorifica del gas es

910 -4 I

i74 10 -1

n(1 000))shy

6610610-1

07)Y

(1000))4]

s es mayor que la 1n Por 10 tanto

de hidratos este ion quede a una la temperatura despues de la hidratos 0 un ~quieren

ncia (1) del ~xpansion 0

ecuacion

C I = C~ + ~CI = 05 + 0296== 796(BTU I Lb 1 OF)

y finalmente el calor requerido para calentar el gas es

Q= CIq g( N 10 6 ~T = 796 100 10 6

124 (29 07) (70 - 575) = 2221 10 6 BTU I hr 379

b2- Para calcular la cantidad de metanol que se debe agregar se hace 10 siguiente

Se calcula la depresion requerida del punto de rocio Recordando que el gas esta despues de la expansion a 57 5degF y su temperatura de formacion de hidratos es 6617 of la depresion del punto de rocio requerida sera

d = 6617 - 575 = 867deg F

Supongamos para d por razones de seguridad un valor de 10

Usando luego la ecuacion (417) y recordando que en el caso de metanol M=32 y K=2335 se tiene

d= KW =10= - 2335W _ =gtW= 903210=9595 100M-MW 100 32-100W 2335+1000

Esta es la concentracion de metanol requerida en el agua para reducir la temperatura de formacion de hidratos en 10degF Para calcular la cantidad de metanol requerlda se debe conocer el contenido de agua en el gas y esto se hace con la figura 29 de acuerdo con la cual un gas a 1000 Lpca y 100degF tiene un contenido de agua suponiendo que esta en su punto de rocio de 575 LbslMPCN Con este contenido de agua se calcula el requerimiento de metanol en Lbslhr de

W qgiN (MPCN I D) I 24 009525 575 100 124 009525 W = - =

AlcOIi 1 - 009525 1- 009525

= 25223 LbsMeOH I hr

Como se trata de inyeccion de metanol se debe tener en cuenta el metanol que se disuelve en el gas y para ello se hace uso de la figura 55 de la cual se puede ver que la relacion entre e las libras de metanol disueltas en cada mill6n de PCN de gas y el porcentaje de metanol en la solucion acuosa es de aproximadamente 22 0 sea que

Lbs Me~H MPCN =22 = Lbs MeOH MPCN

u~ 9595

=gt Lbs MeOH MPCN = 22 9595 = 2111

y por tanto las libras de metanol que se disolveran en el gas por h~ra son

2111 100 I 24 = 8795 LbsMeOH I hr

Finalmente el metanol que se debe agregar al gas en Lbslhr son

211

8795+25223=11318 Lbslhr

Problema 45-

EI gas descrito en el problema 1 se debe deshidratar a 7 LbslMPCN La recompresi6n y el endulzamiento del gas 10 han saturado con agua a 1000 Lpca y 100degF Haga los calculos preliminares para un sistema de deshidrataci6n con glicol (TEG) respondiendo las siguientes preguntas

Cual es la depresi6n del punto de rocro requerida Cuanta agua se debe remover Cual es la tasa requerida de TEG en galslhr si se requieren 255 gals de TEGLb de agua removida Cuantos platos reales se requieren

Soluci6n

bull Cuando el gas tiene un contenido de agua de 7 LbsMPCN su punto de rocio de acuerdo con el diagrama de Mcketta - Wehe es de aproximadamente 25degF y por 10 tanto la depresi6n del punto de racio es de

d == (100-25) == 75degF

bull EI agua que se debe remover es

W == (575 -7) == 505 Lbs MPCN

EI valor de 575 es el contenido de agua del gas a 1000 Lpca y 100degF obtenido en el problema 44

bull La tasa requerida de glicol en galshr es

L == 505 Lbs MPCN 255 gals Lb 100MPCN D 1DI24hrs ==5366gals hr ~

bull EI numero de platos reales se consigue con la figura con la figura b~ntrando con un valor de Lw= 255 en la abscisa cortando la curva identificada con d=75degF (Ia depresi6n del punto de rocio) y saliendo horizontalmente a la ordenada donde se lee un valor de 55 0 sea que el numero de platos reales es 6

Problema 46-

Para el gas del ejemplo 45 realizar los calculos para la aproximaci6n al diseiio de una planta de deshidrataci6n por adsorci6n

Soluci6n

Primero calculemos la cantidad de agua a remover por cicio suponiendo que la duraci6n del cicio de lavado es de ocho horas De acuerdo con datos del problema 4 5 la cantidad de agua a remover por cicio es

Pare de a agw

Est

Esti tiell

Pal usc per call ma

pal ejeuro sel

yc

Lc UI

214

8795+25223=11318 Lbslhr

Problema 45-

EI gas descrito en el problema 1 se debe deshidratar a 7 LbslMPCN La recompresi6n y el endulzamiento del gas 10 han saturado con agua a 1000 Lpca y 100degF Haga los calculos preliminares para un sistema de deshidrataci6n con glicol (TEG) respondiendo las siguientes preguntas

Cual es la depresi6n del punto de rocro requerida Cuanta agua se debe remover Cual es la tasa requerida de TEG en galslhr si se requieren 255 gals de TEGLb de agua removida Cuantos platos reales se requieren

Soluci6n

bull Cuando el gas tiene un contenido de agua de 7 LbsMPCN su punto de rocio de acuerdo con el diagrama de Mcketta - Wehe es de aproximadamente 25degF y por 10 tanto la depresi6n del punto de racio es de

d == (100-25) == 75degF

bull EI agua que se debe remover es

W == (575 -7) == 505 Lbs MPCN

EI valor de 575 es el contenido de agua del gas a 1000 Lpca y 100degF obtenido en el problema 44

bull La tasa requerida de glicol en galshr es

L == 505 Lbs MPCN 255 gals Lb 100MPCN D 1DI24hrs ==5366gals hr ~

bull EI numero de platos reales se consigue con la figura con la figura b~ntrando con un valor de Lw= 255 en la abscisa cortando la curva identificada con d=75degF (Ia depresi6n del punto de rocio) y saliendo horizontalmente a la ordenada donde se lee un valor de 55 0 sea que el numero de platos reales es 6

Problema 46-

Para el gas del ejemplo 45 realizar los calculos para la aproximaci6n al diseiio de una planta de deshidrataci6n por adsorci6n

Soluci6n

Primero calculemos la cantidad de agua a remover por cicio suponiendo que la duraci6n del cicio de lavado es de ocho horas De acuerdo con datos del problema 4 5 la cantidad de agua a remover por cicio es

Pare de a agw

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Esti tiell

Pal usc per call ma

pal ejeuro sel

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214

ar a 7 LbslMPCN I r~~mpresion y el a los calculos las siguientes

e TEGLb de

ode acuerdo r 10 tanto la

nido en el

rals hr

ando con t=75degF (Ia Ide se lee

1a planta

I cicio emover

= 505 Lbs I MPCN 1 00 MPCN I D IDl24hrs 8hrs I ciclo = 16833 LbsH201 CicloWCiclll

Para calcular la cantidad de disecante requerido supongamos que el disecante a usar es alumina y de acuerdo con la tabla 20 su capacidad adsortiva es el 7 0 sea puede adsorber una cantidad de agua equivalente al 7 de su peso 0 sea que

Waua I CiCO = 16833 = 24047 Lbs Wf)1 sec ante = 0 0 0 07 7

Esta cantidad de disecante de acuerdo con la densidad lerda de la tabla 17 tendra un volumen de

v = Wf)isecanle = 24047 = 4715 Pies1

1 )1 sec fJn e 51 P f)i sec anle

Este volumen de disecante es el volumen de solidos del empaque y suponiendo que el empaque tiene una porosidad del 30 el vlumen del empaque sera

v = Vf)i secanle = 4715 = 6736Pies1

cm(Wrlie 1- cent 07

Para encontrar la longitud del empaque se requiere conocer el diametro de la t~rre y para ello usando la figura 66 se encuentra que para una presion de 1000 Lpca la velocidad maxima permisible del gas es aproximadamente 30 piesmin y luego usando la ecuacion 440 se puede calcular el diametro de la torre para que pueda manejar 100 MPCND de gas con la velocidad maxima permisible

para calcular Z se requieren las condiciones seudocriticas las cuales fueron calculadas en el ejemplo 44 como sPc =668507 y sTc=38563 Con estos valores se calculan las condiciones seudorreducidas

sP = 1000 = 1496 _ sT = 560 = 1452 I r6685 38563

y con estos valores y usando la figura 1 se obtiene Z=084

y por tanto el diametro de la torre sera

d 2 = 3600 ZT (v p)= 3600 084 560 1 00 = 56448 -gt d = 76 pu 19 s qc mx 30 1000 Conociendo el posible diametro de la torre la longitud del empaque es

L= V1llf1lt11lle = 6736 (4144)=214 ies) Jr d 2 1(4 144) Jr (76Y p

La longitud del empaque debe ser tal que la caida de presion a traves del mismo no sea mayor de unas 10 Lpc Esta caida de presion se calcula con la ecuacion (441)

215

M 2 - =BJLv+CpvL

para 10 cual se necesita la viscosidad y la densidad del gas a las condiciones de operacion de la torre La densidad del gas es

= P(MW) = 10002907 = 40219Lbml piel p ZRT 0841073560

Para calcular la viscosidad del gas se usa la ecuacion (1 60)

K = 10-4

(94+002 MW)Ti5 =10-4 (94 + 002 07 29) 56015 = 0011 3

209+ 19 MW + T 209 + 19 07 29 + 560

x = 35 + 986fT + 001 MW=35+986560+0010729=54637

Y = 24 - 02 X=24-0254637=1 3073

p = 40219 I624 = 00645 g I eml

JL g = 0011 3 exp(54637 00645 U 07l ) = 00132eP

y suponiendo que las particulas del disecante son esferas de 18 de acuerdo con la tabla 21 los valores de B y C son 00560 y 00000889 respectivamente por 10 tanto la caida de presion es

fP = L (BJL v + C pv2 ) = 214 (00560 00132 30 + 00000889 40219 302

) = 73609 Lpea

Como se puede apreciar la caida de presion esta dentro de 10 permisible (menor de 10 Lpca) y por 10 tanto el diametro inicialmente supuesto 76 pulgadas es aceptable

La torre contactora podria entonces tener las siguientes dimensiones 30 pies de longitud y 76 pulgadas de diametro

Bibliografia

1 - Arnold K and Stewart M Surface Systems and Facilities) Chaps 4 8 G 1988 2- Kumar S Natural Gas Engineel Houston TX USA 1987 3- Campbell JM Gas Conditioning c International Petroleum Institute Ltd N 4 - Gas Processors and Suppliers As Tenth Edition 1987 bull 5- Exxon Production Research Compo 6 Hubbard R A Recent Deveiopi SPE 215071991 7- Sood LK and Jamsheer AS De

216

~ operaci6n de la

0113

bla 21 los es

=73609 Lpea

a)ypor

Id Y 76

Bibliografia

1 - Arnold K and Stewart M Surface Production Operations (Vol 2 Design of Gas - Handling Systems and Facilities) Chaps 4 8 Gulf Publishing Company Book Division Houston TX USA 1988 2- Kumar S Natural Gas Engineering Chap 5 Gulf Publishing Company Book Division Houston TX USA 1987 3- Campbell JM Gas Conditioning and Processing chaps 17 - 19 John M Campbell and Co International Petroleum Institute Ltd Norman Okla USA 1968 2nd Edition 4 - Gas Processors and Suppliers Association Enginering Data Book Vol 1 Tulsa Okla USA Tenth Edition 1987 5- Exxon Production Research Company Surface Facilities School Vol III 6 Hubbard R A Recent Developments in Gas Dehydrationn an d Hydrate Inhibition Paper SPE 21507 1991 7- Sood LK and Jamsheer AS Design Of Surface for Khuff Gas SPEPE 0786 pag 303

217

5 ENDULZAMIENTO DEL GAS (1)y(2)

51- Generalidades

EI endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos especialmente el H2S ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas por esto hay que removerlos para lIevar el contenido de estos gases acidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas EI H2S Yel CO2 se conocen como gases acidos porque en presencia de agua formanacidos y un as natural que osea estos contaminantes s conoce como gas agrio

Entre los problemas que se pueden tener por a presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar

- Toxicidad del H2S - Corrosi6n por presencia de H2S y CO2 - En la combustion se puede formar S02 que es tambieln altamente toxico y corrosivo

Disminucion del poder calorifico del gas Promocion de la formaci6n de hidratos Cuando el gas se va a someter a procesos criogelnicos es necesario remover el CO2 porque de 10 contra rio se solidifica

Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los IIquidos que se obtienen en middotIas plantas de gas estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se puedan usar

La tabla ~ muestra los efectos que puede tener en las personas la presencia del H2S en el aire de acuerdo a su concentracion

La concentracion del H2S en el aire 0 en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades siendo las mas comunes las que se muestran en la tabla-20 La conversi6n de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta 10 siguiente

1 grana =0064798 gramos Peso molecular del H2S =34 ppm(V) =(V)104

(V) 454 34 Granos1 OOPCN = -- = 62854 (V) (51 )

379 0064798 (V)

Miligramosm3 = 454 34 (328) 1000 = 14372 (V) (52)100379

Donde (V) es la concentracion en porcentaje por volumen y ppm(V) es la concentracion en partes por mill6n por volumen

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

i) Endu lzamie~to Donde se Ie remueve por algun mecanisme de contacto ~Iyen--_ al gas Esto se realiza en una I e encLulzamiento y e el a reel ggs libr es 0 con aminantes 0 al menos con un contenido de estos igual 0 por debajo de los contenl os aceptables

ii) Regeneracion En esta etapa la sustancic que removi6 los gases acidos se somete a un proceso de separaci6n donde se Ie remueve los gases acid os con el fin de poderla

219

--------------------------

reciclar para una nueva etapa de endulzamiento Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambiem es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)

iii) Recuperacion del Azufre Como el H2S es un gas altamente toxico y de dificil manejo es preferible convertirlo a azufre elemental esto se hace en la unidad recuperadora de azufre Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97 del H2S en azu(re solido 0 Ifquido EI objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacion del H2S aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable la mayo ria de las veces para comercializarlo

IV) Limpieza del gas de cola EI gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aLAn posee de un 3 a un 10 del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocion del H2S bien sea transformandolo en azufre 0 enviandolo a la unidad recuperadora de azufre EI gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 03 del H2S removido La unidad de limpieza del gas de cola solo existira si existe unidad recuperadora

v) Incineracion Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola solo posee entre el 1 y 03 del H2S removido a(m asi no es recomendable descargarlo a la atmcJsferay por eso se envia a una unidad de incineracion donde mediante combustion el H2S es convertido en S02 un gas que es menos contaminante que el H2S Esta unidad debe estar en toda planta de endulazamiento

La figura 69 muestra un esquema general de un proceso de endulzamiento donde se incluyen las cinco etapas antes mencionadas

52- Tipos de Procesos

Los procesos que se aplican paraJEllilQY~ S Y CO2 se pueden agrupar en cinco categorias de acuerdo a su tipo y pueaen ser desde demasiado sencillos -hasta complejos dependrendo de si es necesario recuperar 0 no los gases removidos y el material usado para removerlos En algunos casas no hay regeneracion con recobro de H2S y en otros regeneracion con recobro de Azufre Las cinco categorias son

Absorci6n quimica ( procesos con aminas y carbonato de poteasio) La regeneracion se hace con incremento de temperatura y decremento de presion Absorci6n Fisica La regeneracion no requiere calor Hibridos Utiliza una mezcla de solventes quimicos y fisicos EI objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes quimicos en cuanto a capacidad para remover los gases acidos y de los absorbentes ffsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracion Procesos de conversion directa EI H2S es convertido directamente a azufre Procesos de lecho seco EI gas agrio se pone en contacto con un solido que tiene afinidad por los gases acidos Se conocen tambiem como procesos de adsorcion

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoria puede ser mejor que otra uno de estes criterios y quizas el mas importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presion parcial y la figura 70 muestra el comportamiento de la capacidad de remoci6n de H2S de acuerdo a su presion parcial para diferentes categorias de las vistas antes

iento Los gases que se deben separar son )2 pero tam bien es posible que haya otros IS (RSR) sulfuros de carbonilo (SeQ) y

s altamente toxico y de diffcil manejo es ~e hace en la unidad recuperadora de middotocesos de endulzamiento pero cuando la unidad recuperadora de azufre se l Hquido EI objetivo fundamental de la 1 del H2S aunque el azufre obtenido

3 comercializarlo

lidad recuperadora de azufre aun latural y es necesario removerlo mes ambientales y de seguridad

1 remocion del H2S bien sea uperadora de azufre EI gas de )10 entre el 1 y 03 del H2S 010 existira si existe unidad

3 del gas de cola solo posee l1endable descargarlo a la de mediante comblJsMn el ~ que el H2S Esta unidad

ento donde se incluyen

~inco categorias de

removidos y el ~cobro de H2S y

~generacion se

lrovechar las lases acidos 1eracion

e afinidad

ede ser ista de rniento lOrfas

~ I

~ I

-0 0 E ~

~- I-lt QI c c ~

~

~ -c ~

) 0 ~ eu et I-

-

ell

~

0 I

= c QI

N= lt J

-- I

0 QI C

C ~ ~ E ~ ~ ~ ~2 = J ~

C QI

en r + N

o u ~

I I I I I I I

I I

I [I I

I

t __ J

z 0 U

C ZN eu ~ = 0

C -shyC

W

~ ~

0 III agt 0 0 a a C

III

C w 0 0 c U

III 0

C

C

III 0 ~

ni = Z III

() a C

0 C 01 agt 01

middote = C C W

agt C

0 III agt 0 0 a c = agt

C

agt c agt ()

E agt = 0shyIII W

I

en (Q

= C)

u

Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

i

Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

~ shy

Las reacciones d

Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

H-

~ operaci6n de la

0113

bla 21 los es

=73609 Lpea

a)ypor

Id Y 76

Bibliografia

1 - Arnold K and Stewart M Surface Production Operations (Vol 2 Design of Gas - Handling Systems and Facilities) Chaps 4 8 Gulf Publishing Company Book Division Houston TX USA 1988 2- Kumar S Natural Gas Engineering Chap 5 Gulf Publishing Company Book Division Houston TX USA 1987 3- Campbell JM Gas Conditioning and Processing chaps 17 - 19 John M Campbell and Co International Petroleum Institute Ltd Norman Okla USA 1968 2nd Edition 4 - Gas Processors and Suppliers Association Enginering Data Book Vol 1 Tulsa Okla USA Tenth Edition 1987 5- Exxon Production Research Company Surface Facilities School Vol III 6 Hubbard R A Recent Developments in Gas Dehydrationn an d Hydrate Inhibition Paper SPE 21507 1991 7- Sood LK and Jamsheer AS Design Of Surface for Khuff Gas SPEPE 0786 pag 303

217

5 ENDULZAMIENTO DEL GAS (1)y(2)

51- Generalidades

EI endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos especialmente el H2S ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas por esto hay que removerlos para lIevar el contenido de estos gases acidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas EI H2S Yel CO2 se conocen como gases acidos porque en presencia de agua formanacidos y un as natural que osea estos contaminantes s conoce como gas agrio

Entre los problemas que se pueden tener por a presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar

- Toxicidad del H2S - Corrosi6n por presencia de H2S y CO2 - En la combustion se puede formar S02 que es tambieln altamente toxico y corrosivo

Disminucion del poder calorifico del gas Promocion de la formaci6n de hidratos Cuando el gas se va a someter a procesos criogelnicos es necesario remover el CO2 porque de 10 contra rio se solidifica

Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los IIquidos que se obtienen en middotIas plantas de gas estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se puedan usar

La tabla ~ muestra los efectos que puede tener en las personas la presencia del H2S en el aire de acuerdo a su concentracion

La concentracion del H2S en el aire 0 en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades siendo las mas comunes las que se muestran en la tabla-20 La conversi6n de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta 10 siguiente

1 grana =0064798 gramos Peso molecular del H2S =34 ppm(V) =(V)104

(V) 454 34 Granos1 OOPCN = -- = 62854 (V) (51 )

379 0064798 (V)

Miligramosm3 = 454 34 (328) 1000 = 14372 (V) (52)100379

Donde (V) es la concentracion en porcentaje por volumen y ppm(V) es la concentracion en partes por mill6n por volumen

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

i) Endu lzamie~to Donde se Ie remueve por algun mecanisme de contacto ~Iyen--_ al gas Esto se realiza en una I e encLulzamiento y e el a reel ggs libr es 0 con aminantes 0 al menos con un contenido de estos igual 0 por debajo de los contenl os aceptables

ii) Regeneracion En esta etapa la sustancic que removi6 los gases acidos se somete a un proceso de separaci6n donde se Ie remueve los gases acid os con el fin de poderla

219

--------------------------

reciclar para una nueva etapa de endulzamiento Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambiem es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)

iii) Recuperacion del Azufre Como el H2S es un gas altamente toxico y de dificil manejo es preferible convertirlo a azufre elemental esto se hace en la unidad recuperadora de azufre Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97 del H2S en azu(re solido 0 Ifquido EI objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacion del H2S aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable la mayo ria de las veces para comercializarlo

IV) Limpieza del gas de cola EI gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aLAn posee de un 3 a un 10 del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocion del H2S bien sea transformandolo en azufre 0 enviandolo a la unidad recuperadora de azufre EI gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 03 del H2S removido La unidad de limpieza del gas de cola solo existira si existe unidad recuperadora

v) Incineracion Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola solo posee entre el 1 y 03 del H2S removido a(m asi no es recomendable descargarlo a la atmcJsferay por eso se envia a una unidad de incineracion donde mediante combustion el H2S es convertido en S02 un gas que es menos contaminante que el H2S Esta unidad debe estar en toda planta de endulazamiento

La figura 69 muestra un esquema general de un proceso de endulzamiento donde se incluyen las cinco etapas antes mencionadas

52- Tipos de Procesos

Los procesos que se aplican paraJEllilQY~ S Y CO2 se pueden agrupar en cinco categorias de acuerdo a su tipo y pueaen ser desde demasiado sencillos -hasta complejos dependrendo de si es necesario recuperar 0 no los gases removidos y el material usado para removerlos En algunos casas no hay regeneracion con recobro de H2S y en otros regeneracion con recobro de Azufre Las cinco categorias son

Absorci6n quimica ( procesos con aminas y carbonato de poteasio) La regeneracion se hace con incremento de temperatura y decremento de presion Absorci6n Fisica La regeneracion no requiere calor Hibridos Utiliza una mezcla de solventes quimicos y fisicos EI objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes quimicos en cuanto a capacidad para remover los gases acidos y de los absorbentes ffsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracion Procesos de conversion directa EI H2S es convertido directamente a azufre Procesos de lecho seco EI gas agrio se pone en contacto con un solido que tiene afinidad por los gases acidos Se conocen tambiem como procesos de adsorcion

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoria puede ser mejor que otra uno de estes criterios y quizas el mas importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presion parcial y la figura 70 muestra el comportamiento de la capacidad de remoci6n de H2S de acuerdo a su presion parcial para diferentes categorias de las vistas antes

iento Los gases que se deben separar son )2 pero tam bien es posible que haya otros IS (RSR) sulfuros de carbonilo (SeQ) y

s altamente toxico y de diffcil manejo es ~e hace en la unidad recuperadora de middotocesos de endulzamiento pero cuando la unidad recuperadora de azufre se l Hquido EI objetivo fundamental de la 1 del H2S aunque el azufre obtenido

3 comercializarlo

lidad recuperadora de azufre aun latural y es necesario removerlo mes ambientales y de seguridad

1 remocion del H2S bien sea uperadora de azufre EI gas de )10 entre el 1 y 03 del H2S 010 existira si existe unidad

3 del gas de cola solo posee l1endable descargarlo a la de mediante comblJsMn el ~ que el H2S Esta unidad

ento donde se incluyen

~inco categorias de

removidos y el ~cobro de H2S y

~generacion se

lrovechar las lases acidos 1eracion

e afinidad

ede ser ista de rniento lOrfas

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Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

i

Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

~ shy

Las reacciones d

Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

H-

5 ENDULZAMIENTO DEL GAS (1)y(2)

51- Generalidades

EI endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos especialmente el H2S ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas por esto hay que removerlos para lIevar el contenido de estos gases acidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas EI H2S Yel CO2 se conocen como gases acidos porque en presencia de agua formanacidos y un as natural que osea estos contaminantes s conoce como gas agrio

Entre los problemas que se pueden tener por a presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar

- Toxicidad del H2S - Corrosi6n por presencia de H2S y CO2 - En la combustion se puede formar S02 que es tambieln altamente toxico y corrosivo

Disminucion del poder calorifico del gas Promocion de la formaci6n de hidratos Cuando el gas se va a someter a procesos criogelnicos es necesario remover el CO2 porque de 10 contra rio se solidifica

Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los IIquidos que se obtienen en middotIas plantas de gas estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se puedan usar

La tabla ~ muestra los efectos que puede tener en las personas la presencia del H2S en el aire de acuerdo a su concentracion

La concentracion del H2S en el aire 0 en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades siendo las mas comunes las que se muestran en la tabla-20 La conversi6n de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta 10 siguiente

1 grana =0064798 gramos Peso molecular del H2S =34 ppm(V) =(V)104

(V) 454 34 Granos1 OOPCN = -- = 62854 (V) (51 )

379 0064798 (V)

Miligramosm3 = 454 34 (328) 1000 = 14372 (V) (52)100379

Donde (V) es la concentracion en porcentaje por volumen y ppm(V) es la concentracion en partes por mill6n por volumen

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

i) Endu lzamie~to Donde se Ie remueve por algun mecanisme de contacto ~Iyen--_ al gas Esto se realiza en una I e encLulzamiento y e el a reel ggs libr es 0 con aminantes 0 al menos con un contenido de estos igual 0 por debajo de los contenl os aceptables

ii) Regeneracion En esta etapa la sustancic que removi6 los gases acidos se somete a un proceso de separaci6n donde se Ie remueve los gases acid os con el fin de poderla

219

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reciclar para una nueva etapa de endulzamiento Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambiem es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)

iii) Recuperacion del Azufre Como el H2S es un gas altamente toxico y de dificil manejo es preferible convertirlo a azufre elemental esto se hace en la unidad recuperadora de azufre Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97 del H2S en azu(re solido 0 Ifquido EI objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacion del H2S aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable la mayo ria de las veces para comercializarlo

IV) Limpieza del gas de cola EI gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aLAn posee de un 3 a un 10 del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocion del H2S bien sea transformandolo en azufre 0 enviandolo a la unidad recuperadora de azufre EI gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 03 del H2S removido La unidad de limpieza del gas de cola solo existira si existe unidad recuperadora

v) Incineracion Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola solo posee entre el 1 y 03 del H2S removido a(m asi no es recomendable descargarlo a la atmcJsferay por eso se envia a una unidad de incineracion donde mediante combustion el H2S es convertido en S02 un gas que es menos contaminante que el H2S Esta unidad debe estar en toda planta de endulazamiento

La figura 69 muestra un esquema general de un proceso de endulzamiento donde se incluyen las cinco etapas antes mencionadas

52- Tipos de Procesos

Los procesos que se aplican paraJEllilQY~ S Y CO2 se pueden agrupar en cinco categorias de acuerdo a su tipo y pueaen ser desde demasiado sencillos -hasta complejos dependrendo de si es necesario recuperar 0 no los gases removidos y el material usado para removerlos En algunos casas no hay regeneracion con recobro de H2S y en otros regeneracion con recobro de Azufre Las cinco categorias son

Absorci6n quimica ( procesos con aminas y carbonato de poteasio) La regeneracion se hace con incremento de temperatura y decremento de presion Absorci6n Fisica La regeneracion no requiere calor Hibridos Utiliza una mezcla de solventes quimicos y fisicos EI objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes quimicos en cuanto a capacidad para remover los gases acidos y de los absorbentes ffsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracion Procesos de conversion directa EI H2S es convertido directamente a azufre Procesos de lecho seco EI gas agrio se pone en contacto con un solido que tiene afinidad por los gases acidos Se conocen tambiem como procesos de adsorcion

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoria puede ser mejor que otra uno de estes criterios y quizas el mas importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presion parcial y la figura 70 muestra el comportamiento de la capacidad de remoci6n de H2S de acuerdo a su presion parcial para diferentes categorias de las vistas antes

iento Los gases que se deben separar son )2 pero tam bien es posible que haya otros IS (RSR) sulfuros de carbonilo (SeQ) y

s altamente toxico y de diffcil manejo es ~e hace en la unidad recuperadora de middotocesos de endulzamiento pero cuando la unidad recuperadora de azufre se l Hquido EI objetivo fundamental de la 1 del H2S aunque el azufre obtenido

3 comercializarlo

lidad recuperadora de azufre aun latural y es necesario removerlo mes ambientales y de seguridad

1 remocion del H2S bien sea uperadora de azufre EI gas de )10 entre el 1 y 03 del H2S 010 existira si existe unidad

3 del gas de cola solo posee l1endable descargarlo a la de mediante comblJsMn el ~ que el H2S Esta unidad

ento donde se incluyen

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Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

i

Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

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Las reacciones d

Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

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reciclar para una nueva etapa de endulzamiento Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero tambiem es posible que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR) sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)

iii) Recuperacion del Azufre Como el H2S es un gas altamente toxico y de dificil manejo es preferible convertirlo a azufre elemental esto se hace en la unidad recuperadora de azufre Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria En la unidad recuperadora de azufre se transforma del 90 al 97 del H2S en azu(re solido 0 Ifquido EI objetivo fundamental de la unidad recuperadora de azufre es la transformacion del H2S aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable la mayo ria de las veces para comercializarlo

IV) Limpieza del gas de cola EI gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aLAn posee de un 3 a un 10 del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocion del H2S bien sea transformandolo en azufre 0 enviandolo a la unidad recuperadora de azufre EI gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 1 y 03 del H2S removido La unidad de limpieza del gas de cola solo existira si existe unidad recuperadora

v) Incineracion Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola solo posee entre el 1 y 03 del H2S removido a(m asi no es recomendable descargarlo a la atmcJsferay por eso se envia a una unidad de incineracion donde mediante combustion el H2S es convertido en S02 un gas que es menos contaminante que el H2S Esta unidad debe estar en toda planta de endulazamiento

La figura 69 muestra un esquema general de un proceso de endulzamiento donde se incluyen las cinco etapas antes mencionadas

52- Tipos de Procesos

Los procesos que se aplican paraJEllilQY~ S Y CO2 se pueden agrupar en cinco categorias de acuerdo a su tipo y pueaen ser desde demasiado sencillos -hasta complejos dependrendo de si es necesario recuperar 0 no los gases removidos y el material usado para removerlos En algunos casas no hay regeneracion con recobro de H2S y en otros regeneracion con recobro de Azufre Las cinco categorias son

Absorci6n quimica ( procesos con aminas y carbonato de poteasio) La regeneracion se hace con incremento de temperatura y decremento de presion Absorci6n Fisica La regeneracion no requiere calor Hibridos Utiliza una mezcla de solventes quimicos y fisicos EI objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes quimicos en cuanto a capacidad para remover los gases acidos y de los absorbentes ffsicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneracion Procesos de conversion directa EI H2S es convertido directamente a azufre Procesos de lecho seco EI gas agrio se pone en contacto con un solido que tiene afinidad por los gases acidos Se conocen tambiem como procesos de adsorcion

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoria puede ser mejor que otra uno de estes criterios y quizas el mas importante desde el punto de vista de capacidad para remover el H2S es su presion parcial y la figura 70 muestra el comportamiento de la capacidad de remoci6n de H2S de acuerdo a su presion parcial para diferentes categorias de las vistas antes

iento Los gases que se deben separar son )2 pero tam bien es posible que haya otros IS (RSR) sulfuros de carbonilo (SeQ) y

s altamente toxico y de diffcil manejo es ~e hace en la unidad recuperadora de middotocesos de endulzamiento pero cuando la unidad recuperadora de azufre se l Hquido EI objetivo fundamental de la 1 del H2S aunque el azufre obtenido

3 comercializarlo

lidad recuperadora de azufre aun latural y es necesario removerlo mes ambientales y de seguridad

1 remocion del H2S bien sea uperadora de azufre EI gas de )10 entre el 1 y 03 del H2S 010 existira si existe unidad

3 del gas de cola solo posee l1endable descargarlo a la de mediante comblJsMn el ~ que el H2S Esta unidad

ento donde se incluyen

~inco categorias de

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Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

i

Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

~ shy

Las reacciones d

Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

H-

iento Los gases que se deben separar son )2 pero tam bien es posible que haya otros IS (RSR) sulfuros de carbonilo (SeQ) y

s altamente toxico y de diffcil manejo es ~e hace en la unidad recuperadora de middotocesos de endulzamiento pero cuando la unidad recuperadora de azufre se l Hquido EI objetivo fundamental de la 1 del H2S aunque el azufre obtenido

3 comercializarlo

lidad recuperadora de azufre aun latural y es necesario removerlo mes ambientales y de seguridad

1 remocion del H2S bien sea uperadora de azufre EI gas de )10 entre el 1 y 03 del H2S 010 existira si existe unidad

3 del gas de cola solo posee l1endable descargarlo a la de mediante comblJsMn el ~ que el H2S Esta unidad

ento donde se incluyen

~inco categorias de

removidos y el ~cobro de H2S y

~generacion se

lrovechar las lases acidos 1eracion

e afinidad

ede ser ista de rniento lOrfas

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Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

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Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

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Las reacciones d

Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

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Tabla 20 - Efectos Fisiol6gicos de la Concentraci6n de H2S en el Aire(1)

Concentraci6n en el Aire Efectos Fisiol6gicos(V) Ippm(V) Igrl100 Imgm~

PCN 0000013 013 0008 018 Olor perceptible y desagradable Cuando la

concentraci6n es mayor de 46 ppm el olfato no la detecta

0001 10 063 1441 Concentraci6n maxima ambiental permitida por la OSHA

0005 50 315 7207 Pico maximo aceptable por encima del nivel acertado por la OSHA permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas

001 100 63 14414 Irritaci6n de los ojos Perdida del sentido del olfato despues de 3 a 15 minutos Respiraci6n alterada y dolor en los ojos despues de 15 - 30 minutos seguido por irritaci6n de la garganta despues de 1 hora

002 200 1259 28806 Perdida del olfato rapidamente Lesiones en los ojos y garganta

005 500 3149 72049 Mareos Perdida de la raz6n y el equilibrio Problemas de respiraci6n en pocos minutos Las victimas necesitan respiraci6n artificial

007 700 4408 100855 Inconsciencia rapidamente La victima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud ademas requiere de respiraci6n artificial

010+ 1000+ 6298+ 144098+ Inconsciencia inmediata Danos permanentes en el cerebro 0 muerte a menDs que la victima sea rescatada rapidamente y reciba respiraci6n artificial

~~~~----~~~~--~~~~~--~~~~-----------------------------~ OSHA Ocupatlonal Safety and Health Association

521- Procesos de Absorci6n Quimica J Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una soluci6n en Ia cual hay una substancia que reacciona con los gases acidos EI contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la soluci6n entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior Las reacciones que se presentan entre la soluci6n y los gases acidos son reversibles y por 10 tanto la soluci6n al salir de la torre se envia a regeneraci6n Los procesos con aminas son los mas conocidos de esta categoria y luego los procesos con carbonato

EI punto clave en los procesos de absorci6n quimica es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacci6n entre los componentes acidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones) y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacci6n para liberar los gases acid os ( bajas presiones y altas temperaturas)

bull Procesos con Aminas

EI proceso con aminas mas anti uo y conocido es el MEA En general los procesos can aminas son los mas usados por su uena capaci ErTerrmCiOn bajo costo y flexibilidad en el diseno y operaci6n Las alcanol-aminas mas usadas son Monoetanolamina (MEA) Dietanolamina (DEA) Trietanolamina (TEA) Diglicolamina (DGA) Diisopropano-Iamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA) La Tabla 21 muestra algunas de las propiedades mas importantes de elias

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Figura 70 - Cap de Acuerdo con

Los procesos co

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Como se puede Cuando es de i calor a sea qu reacci6n de der se Ie aplica calo

Las aminas tier que por otros Ie

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