Tipos de procesos

Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otros si. Las cinco categorías son:

- Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión.- Absorción Física. La regeneración no requiere calor.- Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración.- Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre.- Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de absorción.

Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial y la figura 67 muestra el comportamiento.

Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso. Efectos Fisiológicos de la Concentración de H2S en el Aire(1).

Concentración en el Aire Efectos Fisiológicos%(V) ppm (V) g/100 PCN mg/m³0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible y desagradable. Cuando la concentración es mayor de 4.6 ppm el olfato no la detecta.0.001 10 0.63 14.41 Concentración máxima ambiental permitida por la OSHA*.0.005 50 3.15 72.07 Pico máximo aceptable por encima del nivel aceptado por la OSHA, permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas.

0.01 100 6.3 144.14 Irritación de los ojos. Pérdida del sentido del olfato después de 3 a 15 minutos. Respiración alterada y dolor en los ojos después de 15 – 30 minutos, seguido por irritación de la garganta después de 1 h0.02 200 12.59 288.06 Pérdida del olfato rápidamente. Lesiones en los ojos y garganta.0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Pérdida de la razón y el equilibrio. Problemas de respiración en pocos minutos. Las víctimas necesitan respiración artificial.0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rápidamente. La víctima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud, además requiere de respiración artificial.0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconsciencia inmediata. Daños permanentes en el cerebro o muerte a menos que la víctima sea rescatada rápidamente y reciba respiración artificial.

[editar] Procesos de absorción química

Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.

El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).

• Procesos con aminas

El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas.

Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S

Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).

Las reacciones de algunas aminas son las siguientes:

RNH4S + calor (5.3)RNH2 + H2SRNHCO2- + RNH3+ + Calor (5.4)2RNH2 + CO2RNH3HCO3 + Calor (5.5)RNH2 + H2O + CO2

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay producción de calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina. Las aminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero por unos más que por otros; la afinidad de mayor a menor es la siguiente:

Tabla 19. Algunas Características de las Etanolaminas (2)

Tipo Fórmula Química Peso Molecular Presión de Vapor a 100 °F mmHg Capacidad Relativa (%)*MEA HOC2H4NH2 61,08 1,0500 100DEA (HOC2H4)2NH 105,14 0,0580 58TEA (HOC2H4)3N 148,19 0,0063 41DGA H(OC2H4)2NH2 105,14 0,1600 58DIPA (HOC3H6)2NH 133,19 0,0100 46MDEA (HOC2H4)2NCH3 119,17 0,0061 51

La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S.

La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulación en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reacción estequiométrica para quitar un mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la práctica se usa alrededor de 0.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEA es estable químicamente y

aunque la rata de reacción con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorción de hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados.

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y recuperar la MEA.

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se puede descomponer en la regeneración.

La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas.

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15% para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4 moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; tales concentraciones están dadas por peso. La estequiometría de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61, lo que implica que se requieren aproximadamente 1.7 lbm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas ácido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35% mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20%. Las soluciones de DEA puede quitar hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta 0.40

por problemas de corrosión; el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA. Mientras mayor sea la relación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el gas que puede eliminar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y lo protege de la corrosión.

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y desulfurización simultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al 30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 25% por peso de agua. Estos procesos simultáneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a eliminar es baja.

La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior; el gas dulce sale por la parte superior y la solución rica, con azufre, sale por la parte inferior de la contactora. La solución rica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solución pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora.

En el regenerador la solución rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separación de amina y H2S y/o CO2; los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salió en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina líquida se envía, recircula, a la torre de regeneración. En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solución de la torre haciéndola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresándola nuevamente a la torre.

Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.

En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”. Parte de la solución pobre que sale de la columna regeneradora, aproximadamente del 1 al 3 %, se envía al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua

y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periódicamente el recipiente. El purificador se usa cuando la amina es MEA o DEA.

• Procesos con carbonato

También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción.

La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.

• Aproximación al Diseño de una Unidad de Aminas.

o Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador.

Para la mayoría de los procesos más comunes de endulzamiento tales como MEA, DEA, DGA y sulfinol, el primer paso en cualquier evaluación económica debe ser una estimación de la tasa de circulación del solvente en galones por minuto (gpm), y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTU/h. Estas son variables claves que controlan los costos de capital y operación en la mayoría de los procesos de endulzamiento del gas. Los tamaños de prácticamente todos los equipos en una planta de aminas, excepto la contactora, el despojador del gas agrio y del gas dulce, están relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular. Además los tamaños del regenerador, el rehervidor y el condensador de reflujo están regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solución.

La tabla 20 da valores típicos para las variables y los procesos antes mencionados. Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solución ( tasa de circulación) y de calor. Pero si se requieren cálculos más rigurosos es

posible deducir ecuaciones que permitan cálculos los mismos parámetros de la siguiente manera

Moles de Gas Ácido a Remover (Qgac)

Moles de Gas Ácido que Remueve un Galón de Solución (qgac)

Galones Requeridos para Remover el Gas Ácido (L, Tasa de Circulación)

La ecuación supone que las propiedades de la solución se mantienen constantes y que se remueve todo el gas ácido; en caso de no removerse todo el gas ácido Yag se debe corregir por la cantidad que se acepta en el gas endulzado.

Tabla 20 -. Guías Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas.

Variable Proceso MEA DEA DGA SulfinolCapac. de Remoc. De Gas Ácido a 100 °F (PCN/Gal). 3 – 4 4 – 5 5 – 7 3 - 17Capacidad para Remover Gas Ácido (Mol/Mol) 0.33– 0.44 0.35 -0.65 0.25-0.3 -----Rango de Concentración (%W) 15-20 20 – 25 50 – 65 *Gas Ácido Residual en la Sol. RegMoles H2S/Mol de AminasMoles CO2/Mol de Aminas0.0040.100.0020.080.0020.08Capac. Típica Req del Reherv.(BTU/h) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720Calores de Reacción (BTU/Lb)

H2SCO2

685820615680674

850Peso Moleculares 61.1 105.1 105.1 133.2/120.2**Densidad a 60 °F (lb/gal.) 8.48 9.09 8.82 8.33/10.52**Punto de Ebullición ( °F ) 339 516 430 480/545**Punto de Solidificación (°F) 50.9 82.4 9.5 108/82**

Varía debido a sus tres componentes.o DIPA/Sulfolano.

L, tasa de circulación de solución de amina, gals./minQ, tasa de gas agrio, MPCN/DMWamin., peso molecular de la amina.Yag, fracción molar de gases ácidos en el gas agrio.YH2S y YCO2, fracciones molares de H2S y CO2 en el gas agrio.Wamin, fracción por peso de la amina en la solución.dl, densidad de la solución, Lbs./gal.xag, r, Carga de la solución rica, moles de gas ácido /mol de amina.Xag, L, carga de la solución pobre, moles de gas ácido /mol de amina.R, relación de reflujo, Moles de reflujo/mol de gas ácido.Hrefl., calor de vaporización del reflujo, BTU/Lb. ( el reflujo es básicamente agua).HCO2, calores de reacción del H2S y el CO2 con la amina, BTU/Lb.HH2S y CP, L, Capacidad calorífica a presión constante de la solución, BTU/Lb./°F

Nuevamente se supone que se remueve todo el gas ácido y de no ser así se debe aplicar el correctivo mencionado antes.

o Dimensionamiento.

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas. Una vez que se han realizado los cálculos básicos del proceso se puede proceder a determinar el tamaño de los equipos. El diámetro de la contactora se basa en la presión de operación y la cantidad de gas a tratar. Para la longitud se plantea el diseño específico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos teóricos con una eficiencia entre el 10 y el 20%, lo cual

lleva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre sí unas 24 pulgadas.

[editar] Procesos de Absorción Física

La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.

Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:

Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S

Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

• Proceso Selexol

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

Ventajas del Selexol:

• Selectivo para el H2S• No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas• No se requiere “reclaimer”.• Pocos problemas de corrosión• El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.• Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol.

• Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos.• Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC.)• Solvente más costoso que las aminas• En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos.• Baja remoción de mercaptanos• Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

• Proceso de Lavado con Agua.

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

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

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

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

[editar] Procesos Híbridos

Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes,

Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Absorción con Agua.

especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.

El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano ( dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

Ventajas del Sulfinol.

• Exhibe excelentes capacidades para la remoción de H2S y CO2. El sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc.• El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS2 sin degradación. La remoción de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano.

• La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción de COS, RSR o CS2.

Desventajas del Sulfinol.

• No es un proceso comercial. Hay que pagar derechos para poderlo aplicar.• El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un “reclaimer”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “reclaimer “ que trabaja al vacío en lugar de un “reclaimer” atmosférico.• Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación.• Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.• Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160 °F.

[editar] Procesos de Conversión Directa

Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.

• Proceso Stretford.

Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en el se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.

El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora

unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.

Ventajas del Proceso

• Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM.• Proceso Selectivo no remueve CO2.• No requiere unidad recuperadora de azufre.• Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación• El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.

Desventajas del Proceso

• Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo.• El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.• Los químicos son costosos.• El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca.• Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil.• Proceso del Hierro Esponja.

Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina.

Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S. La reacción química que ocurre es la siguiente:

Fe2S3 + 3H2O (5.18)Fe2O3 + 3H2S

La temperatura se debe mantener por debajo de 120 °F pues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.

El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente reacción:

2Fe2O3 + 6S (5.19)2Fe2S3 + 3O2

La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y costosa; además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas.

El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión. Generalmente, después de 10 ciclos el empaque se debe cambiar.

En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas agrio. Las principales desventajas de este proceso son:

Regeneración difícil y costosa Pérdidas altas de presión Incapacidad para manejar cantidades altas de S Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la

calidad adecuada para venderlo.

Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas agrio y la suspensión de óxido de hierro (15). El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el H2S y no el CO2, por tanto se puede usar para remover H2S cuando hay presencia de CO2; pero tiene la ventaja que en la reacción no produce SO2.

La Figura 69, muestra un esquema del proceso y una descripción un poco más detallada de la contactora. El gas proveniente de un separador gas-líquido se hace pasar por un despojador de entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido que no se pudo retirar en el separador Gas-líquido; al salir del despojador el gas está saturado con los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento para que cuando entre a la torre esté subsaturado con tales componentes y así evitar que en la contactora el gas pueda llevar líquidos que afectarían el proceso; del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior.

La figura 70 muestra un esquema de la contactora la cual por encima de la entrada de gas posee un bafle distribuidor de flujo cuya función es hacer que el gas se distribuya uniformemente por toda el área transversal de la contactora. Luego se tiene un empaque con anillos de prolipropileno de una alta porosidad, sostenido en su parte inferior y superior por bafles horizontales de acero perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de más del 90% y su función es servir como medio para que la lechada de óxido de hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. La torre además dispone de conexiones para inyección de químicos en caso de que sea necesario para mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el empaque.

La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de óxido de hierro en una proporción 4 a 1 por volumen; para garantizar una buena suspensión del óxido en el agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al tanque a través de boquillas mientras se agrega el óxido por la parte superior. Una vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de óxido de hierro en suspensión.

Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también se le retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora generalmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuando el gas empieza a salir con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensión ha perdido efectividad para removerlo, se debe proceder al cambio de lechada de la siguiente manera: se cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a unas 100 lpc., se remueve la lechada gastada de la contactora a través de una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón de gas a 100 lpc., después de retirada la lechada agotada se despresuriza completamente la torre y se inyecta la nueva suspensión que ya se ha preparado en el tanque de mezcla. Esta operación dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se deberán tener dos contactoras.

[editar] Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)

Figura 69-. Equipo y Proceso del Endulzamiento con Lechada de Óxido de Hierro.

Figura 70-. Torre Contactora del Proceso de Endulzamiento con Lechada de Óxido de Hierro.

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

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

o • Proceso con Mallas Moleculares.

Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares están disponibles en varios tamaños y se puede tener una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos. Sin embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de H2S y agua, aunque en pequeñas cantidades, y bloqueará los poros. El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua.

Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es común presiones de unas 450 Lpc. Las mallas se regeneran circulando gas dulce caliente a temperaturas entre 300 y

400 °F. No sufren degradación química y se pueden regenerar indefinidamente; sin embargo se debe tener cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los poros y finalmente la eficiencia del lecho.. La principal causa de daño mecánico son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora de operación a regeneración o viceversa.

El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es limitado en procesos de endulzamiento. Se usan generalmente para mejorar el endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por ejemplo gas para procesos criógénicos.

La Figura 71 muestra el diagrama del proceso de endulzamiento con mallas moleculares. El gas agrio entra por la parte superior y sale por la inferior. El lecho se regenera circulando una porción del gas endulzado, precalentado a una temperatura de 400-600 °F o más, durante unas 1,5 horas para calentar el lecho. Cuando la temperatura del lecho aumenta, éste libera el H2S adsorbido a la corriente del gas regenerador; este gas al salir de la torre es quemado, generalmente.

Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.

Figura 73 -.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Adsorción con Mallas Moleculares.

Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de gas pero con contenidos bajos de contaminantes ácidos. Una innovación reciente del proceso con mallas moleculares permite la remoción selectiva de H2S en presencia de CO2.

Ventajas.

Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.

Desventajas.

El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.