EL GAS NATURALEL GAS NATURAL

Una mezcla de hidrocarburos, generalmente gaseosospresentes en forma natural en estructuras subterráneas. Elgas natural consiste principalmente de metano (80%) yproporciones significativas de etano, propano y butano.

Es un producto incoloro e inodoro, no tóxico y más ligeroque el aire

Utilización comercialUtilización comercial

4 ppm H4 ppm H22S, 3% COS, 3% CO22

7Lbs H7Lbs H22O/MMPCEO/MMPCE

TIPOS GAS NATURALTIPOS GAS NATURAL

Gas asociado Endulzamiento

Desmetanizacion Propano F

raccionamiento

Deshidratación

Agua H2S, CO2

Desmetanizacion

Butano

Isobutano

PentanoFraccionamientoGasolina natural

Nafta natural

GAS NATURALGAS NATURAL

PROCESOS INDUSTRIALESPROCESOS INDUSTRIALES

FASES GAS NATURALFASES GAS NATURAL

FASES GAS NATURALFASES GAS NATURAL

EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: CONTAMINANTESCONTAMINANTES

• SULFURO DE HIDROGENO: H2S

• DIOXIDO DE CARBONO: CO2

• SULFURO DE CARBONILO: COS

• DISULFURO DE CARBONO: CS22

• MERCAPTANOS: RSH

• NITROGENO: N2

• AGUA: H2O

• DIOXIDO DE AZUFRE: SO2

• MERCURIO

EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: CONTAMINANTESCONTAMINANTES

Los contaminantes del gas puedenocasionar algunos problemas para elmanejo y utilización:• Corrosión de Instalaciones.• Toxicidad/Seguridad Personal.• Toxicidad/Seguridad Personal.• Contaminación sobre losprocesos.• Eficiencia de la Combustión.

GAS ACIDO: H2S, CO2, COS, RHS, SO2. FORMAN ACIDOS ENPRESENCIA DE AGUA. GAS DE COLA

GAS DULCE: GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS

GAS POBRE: GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANOSIN COMPONENTES LICUABLES (GPM)

EL GAS NATURAL: DENOMINACIONEL GAS NATURAL: DENOMINACION

GAS RICO: GAS CON “ALTO” CONTENIDO DECOMPONENTES LICUABLES (GPM)

GAS SECO: GAS SIN AGUA

GAS HUMEDO: GAS CON AGUA

TRATAMIENTO DEL GAS NATURALTRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

El tratamiento implica el reagrupamiento,acondicionamiento y refinado del gas natural bruto con elfin de transformarlo en energía útil para las diferentesaplicaciones. Este proceso supone primero una extracciónaplicaciones. Este proceso supone primero una extracciónde los elementos líquidos del gas natural y después unaseparación entre los diferentes elementos que componenlos líquidos.

Es el conjunto de operaciones que se realizan para dejar elfluido en condiciones de entrar a las plantas defraccionamiento, en las cuales se realiza la partición de lamezcla. De hecho implica eliminar todas las impurezasdejándolas en el nivel requerido o dentro de lasespecificaciones del proceso que se va a realizar con él.

TRATAMIENTO DEL GAS NATURALTRATAMIENTO DEL GAS NATURAL

Variables que afectan el tratamiento

Presión y temperatura

Contenido de agua

Contenido de impurezas

TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOSTRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS

CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE YVENTA:

ELIMINACION DE CO2 Y/O H2SCONTAMINANTES

CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT)CONTROL DE PUNTO DE ROCIO (DEW POINT)DE AGUA E HIDROCARBUROS.

PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA

Especificación Trans Canada Alberta South

Wester Coast

West Coast

Canadian West

Poder calorífico

mínimo (btu/pie3)950 975 1000 1000 950

Agua (lb/MMpie3)4 4 4 4

15 oF@500 psi

Pto Rocío (oF)15 OF @ 800 psi

15 oF @ 800 psi

Sin liquidosSin

liquidos15 oF @ 500

psi

EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONESEL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONES

15 F @ 800 psipsi

Sin liquidosliquidos psi

H2S (ppm)(grains/100 pie3) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1)

CO2 (%) 2 2 1 --- ---

O2 (%) --- 0,4 0,2 1 ---

Temperatura max (oF)

120 120 --- --- 120

Presión min (oF) 900 900 Varía Varia 500

DESHIDRATACIÓN DEL GASDEL GAS

EFECTOS DEL AGUAEFECTOS DEL AGUA

CORROSIÓN …….

HIDRATOS ………

CAPACIDAD DE GASODUCTOS

CONGELAMIENTO

HIDRATOSHIDRATOS

Los hidratos son formaciones cristalinas similares al hieloque pueden formarse siempre que estén en contacto gasnatural y agua. Son cristales formados por la combinaciónde agua con hidrocarburos livianos (butanos, propano,etano y metano) y/o gases ácidos (CO2 y H2S) a lassiguientes condiciones:

• Principales:• Principales:- Baja temperatura.- Alta presión.- Gas con agua libre o cerca del punto de rocío.• Secundarias:- Alta velocidad.-Cualquier agitación.- Pulsaciones de presión.- Introducción de cristales de hidratos.-Presencia de termopozos o escamas en la tubería.

CANTIDAD DE AGUACANTIDAD DE AGUA

SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE“HIELO”, CONFORMADA PORMOLÉCULAS DE HC ATRAPADAS ENESTRUCTURA DE MOLECULAS H2O.

PARA SU EXISTENCIA, HACEN FALTA

EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOSEFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS

PARA SU EXISTENCIA, HACEN FALTAHIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA,ALTA PRESIÓN Y BAJA TEMPERATURA

A ALTA PRESIÓN, PUEDEN COEXISTIR ENEQUILIBRIO A TEMPERATURASSUPERIORES AL HIELO (18-20 oC)

FUENTE: IFPFUENTE: IFP

ELIMINACIÓN / CONTROL DE AGUAELIMINACIÓN / CONTROL DE AGUA

CONTROL DE HIDRATOS

INYECCION DE INHIBIDORES TERMODINAMICOS:

METANOL (T > 10 oC), GLICOLES (T < 10 oC)

INYECCION DE INHIBIDORES CINÉTICOSINYECCION DE INHIBIDORES CINÉTICOS

ELIMINACIÓN DE AGUA

DESHIDRATACION CON GLICOL

DESHIDRATACION CON TAMICES MOLECULARES

DESHIDRATACIÓN

Es un proceso mediante el cual se remueve el agua

del Gas Natural y dependiendo de la tecnología

empleada el contenido de agua del gas ya

deshidratado puede ir desde 7 lb/MMSCF hasta

partes por millón. Los principales procesos

empleados son, absorción utilizando trietilenglicol, y

el de adsorción mediante el uso de tamices

moleculares (alumino-silicato de calcio-sodio)

TÉCNICAS PARA DESHIDRATAR GAS NATURAL

• Absorción: Usando un líquido hidroscópico como los glicoles. • Adsorción: Utilizando un sólido que adsorbe el agua específicamente, como el tamiz molecular, gel de sílice y aluminatos. • Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas • Expansión: Reduciendo la presión de vapor del gas con válvulas de expansión y luego separando la fase líquida que se forma. • Inyección: Bombeando un líquido reductor del punto de rocío como el metanol.

REMOCIÓN / CONTROL DE AGUAREMOCIÓN / CONTROL DE AGUA

FUENTE: GPSA FUENTE: GPSA EnginneringEnginnering Data Data BookBook

T1THIDRATOS

TMIN QAGUA

XINHIBIDOR

INYECCION DE INHIBIDOR

1

2

CONTROL DE HIDRATOSCONTROL DE HIDRATOS

Glicol rico

Glicol pobre

Emisiones de hidrocarburo

Gas Export

Glicol pobre

ReboilerSurge

Almacenamiento

de glicol

Paquete de regeneración de glicol

Cortesia Twister

DESHIDRATACIÓNDESHIDRATACIÓN: GENERAL: GENERAL

EXTRACCION LGN

T < -40 oC

T > -40 oC

TAMICES MOLECULARES

TEG CON REGENERACION PROFUNDA

TEG + TAMIZ

INYECCION MEG/METANOL

ESPEC GASODUCTO

REFRIGERACION

T AMBIENTE

TEG CON REGENERACION PROFUNDA

TEG CON REGENERACION CONVENCIONAL

INYECCION MEG/METANOL

PC

GAS SECO

GLICOL POBRE

REBOILER

VAPOR DEAGUA

DESHIDRATACIÓN CON GLICOLDESHIDRATACIÓN CON GLICOL

LC

LC

LC

GASHUMEDO

GLICOL RICO

TANQUEFLASH

ACUMULADOR

DESHIDRATACIÓN CON GLICOLDESHIDRATACIÓN CON GLICOL

VENTAJAS: SIMPLE

PROBADA

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 oF

CONTAMINACION DE SOLVENTE /PERDIDAS

ABSORCION DE AROMATICOS Y H2S

VENTEO A INCINERACION

EG DEG TEG Metanol

C2H6O2 C4H10O3 C8H18O5 CH3OH

Peso Molecular 62,1 106,1 150,2 32,04

T ebullición atm (oF/oC) 387 / 193 476 / 245 545 / 286 148 / 64,5

P vapor 77 oF/ 25oC, mmHg 0,12 < 0,01 < 0,01 120

SG @ 77 oF (25 oC) 1,110 1,113 1,119 0,790

LOS GLICOLESLOS GLICOLES

SG @ 140 oF (60 oC) 1,085 1,088 1,092

Freezing Point (oF / oC) 8 / -13 17 / -8 19 / -7 -144 / -98

Visc @ 77 oF (25 oC), cP 16,5 28,2 37,3 0,52

Visc @ 140 oF (60 oC), cP 4,7 7,0 8,8

Cp @ 77 oF (25 oC),btu/lboF 0,58 0,55 0,53 0,60

T descomposición (oF/oC) 329 / 165 328 / 164 404 / 206

CONCENTRACIÓN DE GLICOLCONCENTRACIÓN DE GLICOL

DESHIDRATACIÓN CON TAMICESDESHIDRATACIÓN CON TAMICES

GAS A DESHIDRATAR

GAS HUMEDO CALIENTEGAS DE REGENERACIONGAS HUMEDO CALIENTE

600 FABIERTA

CERRADA

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

Gas de entrada 125 máx. (51,7) Sin limite

Gas de regeneración 450-600 (232-315,5) Igual a gas deshi.

LOS TAMICES MOLECULARES: LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICASCONDICIONES TIPICAS

Duración ciclo absorción 8-24 horas

Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción

Caída de presión lecho 8 psi máx. (0,55 bar)

DESHIDRATACIÓN CON TAMICESDESHIDRATACIÓN CON TAMICES

VENTAJAS: DEW POINT < -148 oF (-100 oC)

NO ABSORBEN AROMÁTICOS

REMUEVE H2O / H2S

NO HAY PÉRDIDAS DE SOLVENTE

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS: DESECANTE SENSITIVO A HC

REMPLAZO PERIÓDICO ≈ 5 AÑOS

ALTA T regeneración

ALTA CARGA regeneración

LOS TAMICES MOLECULARESLOS TAMICES MOLECULARES

Desecante Forma Densidad (lb/pie3)

Tamaño de particula

Contenido agua salida (ppm,p)

Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10

Alumina activada Granular 52 ¼”-8 Mesh 0,1

PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTESPROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES

Alumina activada Esférica 47-48 ¼”-8 Mesh 0,1

Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10

Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10

Tamiz molecularEsférica 42-45

4-8 Mesh

8-12 Mesh0,1

Tamiz molecular Cilindro 40-44 1/8”-1/16” 0,1

FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del FUENTE: M. Martinez. Tratamiento del gas naturalgas natural

ENDULZAMIENTO DEL GASDEL GAS

EFECTO DE LOS GASES ACIDOSEFECTO DE LOS GASES ACIDOS

H2S

TOXICIDAD

CORROSIÓN (CON O SIN AGUA)Perdida de PesoPerdida de Peso

CO2

CORROSIÓN (CON AGUA)

DISMINUCIÓN DE PODER CALORÍFICO

CONGELAMIENTO

SSCCSSCC

TOXICIDAD DE HTOXICIDAD DE H22SS

CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO

(%) ppm , v0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable

0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas

0,01 100 Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos,irritación de ojos y garganta, parálisis olfativa enirritación de ojos y garganta, parálisis olfativa enperiodo de 3-15 minutos

0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea

0,025 250 Exposición prolongada conduce a edemapulmonar

0,06 600 Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisisrespiratoria entre 30-45 minutos de exposición

0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos deexposición

0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte

CORROSIVIDAD DE COCORROSIVIDAD DE CO22 (CON AGUA)(CON AGUA)

PP CO2 < 7 PSI: CORROSIÓN BAJA

7 < PP CO2 < 30 PSI: CORROSIÓN MODERADA

PP CO2 > 30 PSI: CORROSIÓN SEVERA

CO2 + H2O H2CO3 Fe3CO2+2H++2e-

+ Fe

REMOCIÓN DE CO2Y H2S(ENDULZAMIENTO)

Cuando la cantidad de H2S es muy pequeña y la

presencia de CO2 es elevada, este componente espresencia de CO2 es elevada, este componente es

eliminado mediante el uso de membranas selectivas. En

cambio si la presencia de ambos componentes es

apreciable, el proceso va dirigido a los procesos de

eliminación con Aminas, tales como la MEA, DEA y

MDEA.

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / COS / CO22

LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES

IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA

INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS

VARIOS PROCESOSVARIOS PROCESOS

SOLVENTES QUÍMICOS

SOLVENTES FÍSICOS

PROCESOS EN LECHO SÓLIDO

CONVERSIÓN DIRECTA

SECUESTRANTES

MEMBRANAS

ENDULZAMIENTOENDULZAMIENTO

Parámetros básicos a considerar para la selección de unproceso de endulzamiento:

• Contenido de Gases Ácidos (CO2, H2S, CS2, RSH).

• Presión total del gas y presión parcial de loscomponentes ácidos.

• Relación H2S/CO2.

• Temperatura.

• Contenido de hidrocarburos pesados (C3+)

• Otros Contaminantes (CO2, H2S, RSH).

• Destino del Gas Tratado.

ELIMINACIÓN DE HELIMINACIÓN DE H22S / COS / CO22

SOLVENTES QUÍMICOSAMINAS

BENFIELDTM Y CATACARBTM

SOLVENTES FÍSICOSPROPILENO CARBONATO (FLUOR)

SELEXOLTM (UNION CARBIDE)

RECTISOLTM (LINDE AG)

CONVERSIÓN DIRECTALOCATTM

SULFEROXTM

SECUESTRANTESTRIAZINASTM

SULFA CHECKTM

SULFA SCRUBTMRECTISOLTM (LINDE AG)

SULFINOLTM (SHELL)

LECHOS SÓLIDOSTAMICES MOLECULARES

ESPONJA DE HIERRO

SULFATREAT

OXIDO DE ZINC

SULFA SCRUBTM

OTROS

OTROSMEMBRANAS

DESTILACIÓN EXTRACTIVA

HIBRIDO

PROCESOS DE ENDULZAMIENTOPROCESOS DE ENDULZAMIENTO

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / COS / CO22

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. físicos

(Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

SELECCIÓN DE PROCESOSSELECCIÓN DE PROCESOS

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

COS … Sulfuro de carbonilo

(*) … Denota mercaptanos

CS2 … Disulfuro de carbono

EMS … Etil metil sulfuro

DMDS … Dimetil disulfuro

� > 20 Ton/día:

TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE

� Entre 150 kg/d - 20 Ton/día:

REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S: CRITERIOS S: CRITERIOS

REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO

� < 150 kg/día:

SECUESTRANTES NO REGENERABLES

ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS ESQUEMA DE PROCESO: AMINAS (SOLVENTES QUIMICOS)(SOLVENTES QUIMICOS)

Gas Dulce

Gas ácido

Contactor

Separador de salida

Bomba amina

Filtros

Enfriador de amina

Bomba reflujo

Tambor reflujo

Condensador reflujo

Gas agrio

Amina Rica

Gas combustible

Contactor

Separador de entrada

Tanque flash

HX amina rica/pobre

amina

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

SOLVENTES QUIMICOS: AMINASSOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

AguaSalBaseAcido +⇒+

LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS

SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA

UTILIZACION PARA REMOCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin222+⇒+⇒+

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin222+⇒+⇒+

CALOR

CALOR

SOLVENTES QUIMICOS: AMINASSOLVENTES QUIMICOS: AMINAS

AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA

TERCIARIAS: MDEASECUNDARIAS: DEA, DIPA

INCREMENTO REACTIVIDAD

MAYOR REACTIVIDAD

MENOR SELECTIVIDAD

REQUIERE RECLAIMING

MAYOR REQUERIMIENTO ENERGETICO

CORROSIVO

ADECUADO PARA BAJA PRESION

DEA MUY UTILIZADA

20-50% SOLUCION

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO QUE MEA

NO REQUIERE RECLAIMING

INCREMENTO SELECTIVIDAD

MENOR REACTIVIDAD

MAYOR SELECTIVIDAD

UTILIZADA PARA CO2 BULK REMOVAL

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO

MONOETANOLAMINA (MEA)

DIETANOLAMINA (DEA)

DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

DIGLICOLAMINA (DGA)

METILDIETANOLAMINA (MDEA)

SOLVENTES QUÍMICOS: AMINASSOLVENTES QUÍMICOS: AMINAS

Amina MEA DEA DGA MDEA

Concentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50

Carga gas ácido

Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio

mol gas acido / mol amina 0,3-0,4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio

Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor

Presion parcial gases acidos Baja-Alta Media-Alta Baja-Alta Baja-Alta

Absorción HC media media alta baja

Selectividad H2S no > MEA no alta

VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO

AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DEENTRADA Y SALIDA

REMUEVE CO2 / H2S A ESPECIFICACIÓNA BAJA PRESIÓN DE ENTRADA

SOLVENTES QUÍMICOS: AMINASSOLVENTES QUÍMICOS: AMINAS

DESVENTAJAS: INTENSIVO EN ENERGÍA

CORROSIÓN

GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICIÓN

ALTA CARGA regeneración

SOLVENTES FÍSICOSSOLVENTES FÍSICOS

Gas Dulce H2S

Contactor

Separador de salida

Enfriador

Solvente pobre

Solvente semi pobre

Calentador

Gas agrio

CO2

Contactor

Separador de entrada

Tanque flash

CO2

Tanque flash Gas

Despojamiento

Despojador H2S

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGÍA

REGENERACION A BAJA T

ECONÓMICO

SELECTIVO AL H2S

REMUEVE COS, CS

SOLVENTES FISICOSSOLVENTES FISICOS

REMUEVE COS, CS2

DESVENTAJAS: LIMITACIÓN PARA BAJA PP GAS ÁCIDO(PP gas acido > 50 psi)

LIMITADO A BAJO % HC PESADOS

GAS DE COLA (H2S) A DISPOSICIÓN

NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACIÓN

PROCESOS BAJO LICENCIAS

TAMICES MOLECULARES:

SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO

OPERANDO Y UNO EN REGENERACION.

GAS DE REGENER. A INCINERADOR O

PLANTA DE AZUFRE

PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2

SIMULTANEAMENTE

LECHOS SOLIDOS: TAMICESLECHOS SOLIDOS: TAMICES

Gas agrio

Lecho # 1

SIMULTANEAMENTE

Gas de regeneración aantorcha

Gas dulce

Lecho # 2

Calentador

LECHOS SÓLIDOS: OXIDOS DE FELECHOS SÓLIDOS: OXIDOS DE FE

Gas agrio

Lecho

H2SLecho Fe o

Tamiz

Sulfuro de hierro

ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H2S EN

LECHO DE Fe O3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER

CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE

ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON

PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION

SULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO

CON FeO3 PATENTADO. SELECTIVO A H2S. NO

AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA.

OXIDO DE ZINC

Gas dulce

Lecho

base

hierro

Económico para menos de 500 Kg/d de remoción

OXIDO DE ZINC: LECHO SOLIDO DE OXIDO DE

ZINC

LECHOS SÓLIDOSLECHOS SÓLIDOS

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGÍA

ALTA CAPACIDAD DE REMOCIÓN

SELECTIVO AL H2S

SIN GAS DE COLA

DESVENTAJAS: VIDA ÚTIL DE LECHOS

DISPOSICIÓN DE LECHOS

POCO FACTIBLE A ALTOS CAUDALES

PLANTA DE ENDULZAMIENTOPLANTA DE ENDULZAMIENTO

RECUPERACIÓN DE AZUFREAZUFRE

RECUPERACIÓN DE AZUFRERECUPERACIÓN DE AZUFRE

Endulzamiento de gas (H2S)

Gas natural agrio

Gas de refinería agrio Gas ácido a venteo o

incineración

Regulaciones ambientalesLA MAYOR PARTE DE LA

Recuperación de Azufre SRU

ambientales

De cola a venteo o incineración

Regulaciones ambientales

Tratamiento gas de cola

LA MAYOR PARTE DE LAPRODUCCION DE AZUFREES OBLIGADA Y NO PORNEGOCIO

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur RecoveryTreating and Sulfur Recovery

OTROS CONTAMINANTESCONTAMINANTES

REMOCIÓN DE MERCURIOREMOCIÓN DE MERCURIO

PEQUEÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINASEN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOSCRIOGENICOS

LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSIÓNLA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSIÓNES 0,01 µg/m3 PARA EVITAR CORROSIÓN

LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES50 µg/m3 (5000 VECES MAYOR)

REMOCIÓN DE MERCURIOREMOCIÓN DE MERCURIO

Gas con Hg PROCESOPROCESO BASADOBASADO ENEN ALTAALTA REACTIVIDADREACTIVIDAD ENTREENTRE HgHgyy COMPUESTOSCOMPUESTOS AZUFRADOSAZUFRADOS (S)(S)

ALTAALTA EFICIENCIAEFICIENCIA DEDE REMOCIONREMOCION:: CARBONCARBON ACTIVADOACTIVADOOO ALUMINAALUMINA IMPREGNADAIMPREGNADA

ALTAALTA CAPACIDADCAPACIDAD DEDE RETENCIONRETENCION GARANTIZAGARANTIZA LARGALARGAVIDAVIDA DELDEL CATALIZADORCATALIZADOR ((1000010000--1500015000 horashoras))

Gas sin Hg

CAPACIDADCAPACIDAD INALTERADAINALTERADA PORPOR CONDENSADOSCONDENSADOS YYAGUAAGUA

DISPOSICIÓNDISPOSICIÓN DEDE CATALIZADORCATALIZADOR:: PROBLEMAPROBLEMA