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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA, CIENCIAS FÍSICAS Y MATEMÁTICA
INSTITUTO DE INVESTIGACIÓN Y POSGRADO (I I P)
MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE UN
GAS UTILIZADO COMO COMBUSTIBLE
FRANCISCO JAVIER TACURI AYALA
TUTOR: ANDRÉS FERNANDO DE LA ROSA MARTÍNEZ
Trabajo presentado como requisito parcial para la obtención del grado de:
MAGÍSTER EN PROCESOS INDUSTRIALES
Quito Ecuador
2015
ii
DEDICATORIA
El presente trabajo va dedicado a la memoria de mi padre Carlos Tacuri Rodríguez, que
nunca escatimó esfuerzos para lograr que sus hijos se superen. Mi honra
inconmensurable a su vida y su legado, y este pequeño esfuerzo para él. Que Dios y la
madre Dolorosa lo cuiden.
A mi madre por su amor infinito y por su apoyo durante toda mi vida especialmente en
los momentos difíciles que más he necesitado, gracias Martita Ayala.
Francisco Javier Tacuri Ayala.
iii
AGRADECIMIENTOS
El autor expresa su agradecimiento a las personas que colaboraron para que este trabajo
haya llegado a su culminación. A mis ex compañeros de facultad Andrés de la Rosa y
Jorge Espinoza. A los miembros de Operaciones y Corrosión del Bloque 10 por la
facilidad al momento de proporcionar información.
Francisco Javier Tacuri Ayala.
iv
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, FRANCISCO JAVIER TACURI AYALA en calidad de autor de la
tesis realizada sobre MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE
ENDULZAMIENTO DE UN GAS UTILIZADO COMO
COMBUSTIBLE, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD
CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me
pertenecen o de parte de los que contiene esta obra, con fines estrictamente
académicos o de investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la
presente autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo
establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de
Propiedad Intelectual y su Reglamento.
Quito, 15 de Diciembre de 2015
______________________
Francisco Javier Tacuri Ayala
C.C. 0603043233
v
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo fue realizado en su totalidad por el Sr. FRANCISCO
JAVIER TACURI AYALA como requisito parcial a la obtención del título de
MAGISTER EN PROCESOS INDUSTRIALES.
El documento elaborado superó el control antiplagio. Urkund.
.......................................
15 de Diciembre del 2015
MAGISTER ANDRÉS FERNANDO DE LA ROSA MARTÍNEZ
vi
CONTENIDO
pág
Introducción……………………………………………………………………………1
1. OBJETIVOS ......................................................................................................... 3
1.1.1. Objetivo General ................................................................................................. 3
1.1.2. Objetivos Específicos .......................................................................................... 3
2. MARCO TEÓRICO ............................................................................................. 4
2.1. ASPECTOS GENERALES DEL H2S. ............................................................... 4
2.2. PROPIEDADES.................................................................................................. 5
2.3. FUENTES DE H2S. ............................................................................................ 6
2.4. UTILIZACIÓN ................................................................................................... 7
2.4.1. Producción de compuestos Thioorganic. ............................................................ 7
2.4.2. Sulfuros de metales alcalinos .............................................................................. 7
2.4.3. Química analítica. ............................................................................................... 7
2.4.4. Precursor de Sulfuros Metálicos. ........................................................................ 7
2.4.5. Aplicaciones Diversas. ........................................................................................ 8
2.5. SEGURIDAD...................................................................................................... 8
2.5.1. Toxicidad. ........................................................................................................... 8
2.6. ELIMINACIÓN DE H2S O ENDULZAMIENTO DE UN GAS. ................... 10
2.6.1. Tipos de procesos de Endulzamiento. ............................................................... 13
2.6.1.1. La reacción con óxido de hierro. (Endulzamiento Hierro Esponja). ................ 13
2.6.1.2. La Filtración a través de carbón activado impregnado. .................................... 15
2.6.1.3. Absorción de los Gases Ácidos. ........................................................................ 16
2.6.1.4. Utilización de Lechos Sólidos. .......................................................................... 17
2.6.1.5. Procesos de Conversión Directa. ...................................................................... 18
2.6.1.6. Utilización de Secuestrantes. ............................................................................ 19
2.6.1.7. Remoción con Membranas. ............................................................................... 19
2.6.1.8. Destilación Extractiva. ...................................................................................... 20
2.6.1.9. Endulzamiento a través de Mallas o Tamices Moleculares. ............................. 21
2.6.1.10 Endulzamiento a través de Óxido de Zinc. ....................................................... 23
2.6.2. Procesos complementarios al endulzamiento ................................................... 24
2.6.2.1. Regeneración. .................................................................................................... 24
vii
2.6.2.2. Recuperación de Azufre. ................................................................................... 24
2.6.2.3. Limpieza del Gas de Cola. ................................................................................ 24
2.6.2.4. Incineración. ...................................................................................................... 24
2.6.3. Selección de un Proceso de Endulzamiento ...................................................... 25
2.6.3.1. Regulaciones de gases ácidos en el medio ambiente y como combustible: ...... 26
2.6.3.2. Tipo de concentración de las impurezas del gas ácido: .................................... 26
2.6.3.3. Especificaciones en el gas residual o gas dulce: ............................................... 26
2.6.3.4. Temperatura y presión del gas ácido y del gas dulce: ....................................... 26
2.6.3.5. Caudal del gas tratar:......................................................................................... 26
2.6.3.6. Proceso de Corrosión: ....................................................................................... 26
2.6.3.7. Requerimientos de selectividad: ....................................................................... 27
2.6.3.8. Costos de operación del proceso de endulzamiento: ........................................ 27
2.6.4. Proceso de Endulzamiento por Adsorción. ....................................................... 27
2.6.4.1. Tipos de Adsorción. .......................................................................................... 28
2.6.4.2. Descripción del proceso de Adsorción el Lecho Fijo. ...................................... 29
2.6.4.3. Endulzamiento a través del compuesto Sulfatreat. ........................................... 33
3. PARTE EXPERIMENTAL. ............................................................................. 41
3.1. COMPOSICIÓN DEL GAS ............................................................................. 41
3.2. INFORMACIÓN DEL MÉTODO ACTUAL DE ENDULZAMIENTO CON
EL SECUESTRANTE DE H2S. ....................................................................... 42
3.2.1. Condiciones de proceso. ................................................................................... 42
3.2.2. Consumo de Secuestrante. ................................................................................ 42
3.2.3. Vida Útil del reactivo ........................................................................................ 43
3.3. IDENTIFICACIÓN DE UN NUEVO PROCESO DE ENDULZAMIENTO.. 45
4. CÁLCULOS. ...................................................................................................... 47
4.1. CÁLCULO DEL VOLUMEN A CONDICIONES DE TRABAJO DE GAS
QUE SE MANEJA........................................................................................... 47
4.1.1. Cálculo del número de moles standard de gas al día. ....................................... 47
4.1.2. Cálculo del Volumen a condiciones de trabajo. ................................................ 48
4.2. CÁLCULO DEL CAUDAL MÁSICO DE LA CORRIENTE GASEOSA. .... 48
4.3. CÁLCULO DE LA DENSIDAD DE LA CORRIENTE GASEOSA A
CONDICIONES DE OPERACIÓN. ................................................................ 48
4.4. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR UNIDAD DE LONGITUD
EN EL LECHO. ................................................................................................ 49
4.4.1. Cálculo de la velocidad superficial. .................................................................. 50
viii
4.4.2. Cálculo de la velocidad del gas dentro del lecho. ............................................. 50
4.5. CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE REACTIVO (SULFATREAT)
NECESARIO PARA EL PROCESO. ............................................................... 50
4.5.1. Cálculo del volumen de H2S en la corriente de entrada. ................................... 51
4.5.2. Cálculo del volumen de H2S en la corriente de salida. ..................................... 51
4.5.3. Cálculo del volumen de H2S que se debe remover de la corriente de ingreso .. 51
4.5.4. Cálculo de la cantidad de S que se debe remover en un día. ............................ 52
4.5.4.1. Cálculo de la cantidad de H2S que ingresa con la corriente de entrada. ........... 52
4.5.4.2. Cálculo de la densidad del H2S a las condiciones de operación. ..................... 52
4.5.5. Cálculo de la cantidad de H2S que se debe retener en el reactor. ..................... 53
4.5.6. Cálculo del Volumen de reactivo (Sulfatreat) necesario para el proceso. ........ 53
4.6. CÁLCULO DE LA ALTURA DEL LECHO. .................................................. 54
4.7. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN EN TODO EL LECHO. .............. 54
4.8. CÁLCULO DE LA ALTURA DE LA TORRE. .............................................. 55
4.9. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD MÍNIMA DE FLUIDIZACIÓN. .............. 55
4.10. CÁLCULO DEL NÚMERO DE REP. .............................................................. 57
4.11. CÁLCULO ESTEQUIOMÉTRICO DE LA CONCENTRACIÓN MAXIMA
DE H2S REQUERIDA PARA LA COMBUSTION. ....................................... 58
5. RESULTADOS. ................................................................................................. 59
6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL METODO EXISTENTE Y EL MÉTODO
PROPUESTO DEL ENDULZAMIENTO DEL GAS. ...................................... 61
6.1. COSTOS PARA EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON EL MÉTODO
CON SECUESTRANTE LÍQUIDO. ................................................................ 61
6.1.1. Costo Proyectado para 2 años con el Reactivo líquido. .................................... 61
6.2. COSTOS PARA EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO MEDIANTE EL
MÉTODO SULFATREAT. .............................................................................. 62
7. DISCUSIÓN ....................................................................................................... 64
8. CONCLUSIONES .............................................................................................. 65
9. RECOMENDACIONES. ................................................................................... 68
GLOSARIO .................................................................................................................... 69
CITAS BIBLIOGRÁFICAS. ......................................................................................... 70
BIBLIOGRAFIA. ........................................................................................................... 71
ANEXOS………………………………………………………………………….........72
BIOGRAFIA DEL AUTOR…………………….......………...………………………..90
ix
LISTA DE TABLAS
pág
Tabla 2.1 Toxicidad del H2S .......................................................................................... 10
Tabla 2.2 Componentes del Gas Natural ........................................................................ 11
Tabla 2.3: Condiciones óptimas de uso de Sulfatreat ..................................................... 39
Tabla 2.4: Instrumentación recomendada en el proceso Sulfatreat. ............................... 40
Tabla 3.1: Composición del gas antes del proceso de endulzamiento............................ 41
Tabla 3.2: Datos adicionales del gas .............................................................................. 41
Tabla 3.3.Datos adicionales del H2S y SO2 a C.N (60°F y 1 atm) ................................ 42
Tabla 3.4: Datos Operacionales del proceso. ................................................................. 42
Tabla 3.5: Consumo mensual de Secuestrante ............................................................... 43
Tabla 3.6: Datos del Reactivo (Sulfatreat). .................................................................... 45
Tabla 4.1: Viscosidad del fluido y Diámetro del sólido. ................................................ 49
Tabla 5.1: Cálculos de diseño a diferentes Ф de la torre de endulzamiento para un
tiempo de vida útil de Sulfatreat de 180 días .................................................... 59
Tabla 5.2: Cálculos de diseño con diferentes períodos de vida útil del reactivo,
manteniendo constante el Ф de la torre de endulzamiento. ............................... 60
Tabla 6.1: Consumo y costo del reactivo durante el último año .................................... 61
Tabla 6.2: Costo programado para dos años .................................................................. 62
Tabla 6.3: Costos para dos años del reactivo Sulfatreat ................................................. 62
Tabla 6.4: Costos de Inversión con el Método Sulfatreat ............................................... 62
Tabla 6.5: Costos variables para dos años ...................................................................... 63
x
LISTA DE FIGURAS
pág
Fig.1 Esquema del Proceso de endulzamiento Hierro Esponja ...................................... 13
Fig.2 Esquema de endulzamiento con Carbón Activado ................................................ 16
Fig.3 Esquema Típico de Absorción Química................................................................ 17
Fig.4 Esquema de Endulzamiento mediante Secuestrante Químico .............................. 19
Fig.5 Endulzamiento mediante Membranas Moleculares .............................................. 20
Fig.6 Esquema de un Proceso de Endulzamiento con tamices moleculares .................. 23
Fig.7 Esquema de las etapas del proceso de endulzamiento .......................................... 25
Fig.8 Proceso de adsorción en un lecho fijo ................................................................... 30
Fig.9 Columna de adsorción. ......................................................................................... 32
Fig. 11 Esquema de una columna empacada con Sulfatreat........................................... 37
Fig. 12 Disposición de lechos de Sulfatreat en serie o paralelo ..................................... 38
Fig. 13 Esquema del equipo de Endulzamiento con lecho de Sulfatreat. ....................... 46
xi
LISTA DE DIAGRAMAS
pág
Diagrama 1. Conc. H2S de entrada y salida en función del tiempo ............................... 44
Diagrama 2. Eficacia del proceso con Triazina en función del tiempo. ......................... 44
xii
LISTA DE ANEXOS
pág
.......................... 73 Anexo 1. MSDS DEL H2S de acuerdo a organismos internacionales.
Anexo 2. MSDS H2S Treat (Secuestrante Líquido)....................................................... 80
Anexo 3. MSDS SULFATREAT. ................................................................................. 84
xiii
RESUMEN
MEJORAMIENTO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE UN GAS
UTILIZADO COMO COMBUSTIBLE
En el presente trabajo se realizó el diseño de una columna de endulzamiento de un gas
combustible, que tiene un lecho reactivo en estado sólido-granular denominado
Sulfatreat.
Se recopiló información de composición y propiedades fisicoquímicas de la corriente
gaseosa, y variables del proceso como Presión, Temperatura y Flujo. Se visualizó un
nuevo proceso de endulzamiento del gas en función del requerimiento en la
concentración de H2S a la salida del proceso basada en la Normativa Ambiental y de
Seguridad Ocupacional.
Se realizaron cálculos y se determinó que las dimensiones óptimas de la columna de
endulzamiento son: Diámetro de 1.3 m, altura de lecho de Sulfatreat de 3.64 m y altura
total de la columna de 4.44 m, para tratar 280000 SCFD (pies cúbicos estándar diarios)
de gas con 300 ppm de H2S y obtener a la salida del proceso una concentración inferior
a 10 ppm de H2S con un tiempo de vida útil del lecho de 180 días.
Haciendo un análisis económico, se obtuvo que la inversión inicial para la columna
diseñada es de $31200, con un costo operativo de $59975 a dos años. El costo operativo
programado para alcanzar resultados satisfactorios con el secuestrante líquido de H2S es
de $230472 para el mismo período de tiempo.
El método de endulzamiento Sulfatreat es más eficiente, evita problemas de corrosión y
garantiza seguridad a la salud y al medio ambiente, ya que los desechos del mismo se
los puede disponer en rellenos sanitarios sin contaminación. Por lo que la inversión está
justificada. Los desechos del secuestrante líquido no se pueden enviar hacia el medio
ambiente. Además está el peligro constante a la salud del personal encargado de realizar
los cambios frecuentes del reactivo líquido.
DESCRIPTORES: COLUMNA DE ENDULZAMIENTO /ADSORCIÓN DE
GASES/SECUESTRANTE LIQUIDO/CORROSIÓN POR SULFURO DE
HIDRÓGENO/VIDA UTIL DEL REACTIVO/LECHO DE SULFATREAT
xiv
ABSTRACT
IMPROVING OF SWEETENING PROCESS OF A GAS WICH IS USED AS
FUEL
In the present work is performed the design of a sweetening column of fuel gas, having
a reactive granular bed in solid-state called Sulfatreat.
Information was collected, composition and physicochemical properties of the gas
stream, and process variables such as pressure, temperature and flow. A new gas
sweetening process was visualized according to the requirement in the concentration of
H2S in the process output, based on the environmental legislation and occupational
safety.
Calculations were performed and it was determinated that the optimal size of the
sweetening column is: diameter 1.3 m, bed height of Sulfatreat 3.64 m and total height
of column 4.44 m, to treat 280000 SCFD (standard cubic feet per day) of gas with 300
ppm of H2S and obtaining the process output at a concentration less than 10 ppm of
H2S with useful lifetime of the bed of 180 days.
By doing an economic analysis, it was found that the initial investment for the designed
column is $31,200, with an operating cost of $59,975 to two years. The operating cost
programmed to achieve satisfactory results with liquid sequestrant, of H2S is $230,472
for the same period.
Sulfatreat sweetening method is more efficient, avoids corrosion problems and and
assures safety to health and the environment, because its waste can be diposed in
sanitary landfills without contamination . So the investment is justified. Waste from
liquid sequestrant cannot be sent to the environment. Then there is the constant danger
to the health of staff responsible for conducting the frequent changes of the liquid
reagent.
KEYWORDS: SWEETENING COLUMN/ADSORTION OF GASES/LIQUID
SEQUESTRANT/CORROSION FOR HYDROGEN SULFUR/REAGENT
LIFETIME/SULFATREAT BED.
1
INTRODUCCIÓN
El presente trabajo investigativo tiene por objetivo introducir un nuevo proceso de
endulzamiento a una corriente gaseosa utilizada como combustible, con el fin de reducir
la contaminación de compuestos ácidos, especialmente aquel que causa mayores
problemas por sus efectos negativos a la salud y medio ambiente como es el H2S. Al
momento esta corriente gaseosa no recibe un tratamiento operacional ni ambientalmente
adecuado para la eliminación del citado contaminante. Además, el proceso con el que se
cuenta posee una eficacia muy pobre (menor al 50%), esto se traduce en que la
concentración de H2S a la salida de la columna no es constante y va en aumento a
medida que el reactivo se consume, por lo que resulta imperativo el diseño de un equipo
de adsorción basado en un lecho de reactivo sólido denominado Sulfatreat, para lograr
un proceso eficiente, cumpliendo con el objetivo principal de tener bajas
concentraciones de H2S y que estos valores permanezcan constantes en la corriente
gaseosa de salida de la columna.
Con el diseño a proponer se logrará a más de la facilidad operacional para lograr el
objetivo de eliminación de H2S, el tener un proceso mucho más seguro en lo que
respecta a la salud del operador del proceso y el medio ambiente, ya que se disminuye
sustancialmente el período de remplazo del químico que secuestra el H2S, de 15 veces
que se realiza con el secuestrante líquido en un período de 180 días, a una sola vez que
se realizará con el reactivo Sulfatreat en el mismo período de tiempo, cabe señalar que
durante este período la concentración de H2S a la salida del proceso se mantendrá
constante en valores inferiores a los 10 ppm. El trabajar con el método Sulfatreat
elimina los riegos de derrames y contaminación que se tiene con el secuestrante líquido
y que pueden traer consecuencias graves a la salud del operador de la columna, ya que
el riesgo a la salud del secuestrante químico líquido es alto; además, se reducirá las
concentraciones del SO2 producto de la combustión del gas al medio ambiente, y por
tanto no se generará el problema conocido como lluvia ácida.
Se puede señalar como una limitante que el equipo por las ventajas indicadas respecto a
la vida útil del reactivo, requiere de mayor volumen que el actual debido a que se
aumenta la cantidad de reactivo adsorbente, por lo que la inversión inicial para poner en
marcha este proceso es relativamente alta; sin embargo, si se piensa en las ventajas,
dicho proceso a largo plazo resulta una acertada inversión.
2
Los cálculos del equipo a diseñar se fundamentan en balances de materia, ecuaciones
derivadas de estos balances específicas para la adsorción a condiciones reales de
operación.
Con los cálculos realizados y los resultados del diseño de la columna de endulzamiento
del gas combustible se determina que el nuevo proceso puede ser implantado, sin que
existan limitantes de ningún tipo.
De esta manera se podrá manejar el proceso de eliminación de H2S de una manera
operacionalmente adecuada sin que existan riesgos para el personal que operará la
columna proyectada y además evitar daños por corrosión que puede generar a los
equipos y líneas el operar con el método actual que posee baja eficiencia en cuanto a
eliminación del contaminante H2S.
Al tener este proceso más eficiente se contará con un gas combustible de mejores
características ya que el mismo tendrá mucho menos carga ácida a la salida de la
columna. (<10 ppm).
3
1. OBJETIVOS
1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.1.1. Objetivo General
Plantear un proceso de endulzamiento que mejore las condiciones actuales de
endulzamiento de una corriente gaseosa que se utiliza como combustible.
1.1.2. Objetivos Específicos
Diseñar una columna de adsorción de lecho sólido, usando como reactivo
Sulfatreat que es una mezcla de Óxidos de Hierro.
Establecer condiciones específicas del gas a tratarse para lograr mayor eficacia y
eficiencia del proceso de endulzamiento.
Establecer el proceso más adecuado realizando evaluaciones técnicas,
operacionales y económicas con la finalidad de obtener un gas combustible que
tenga las características ambientales y de salud requeridas para el proceso de
combustión.
4
2. MARCO TEÓRICO
2.1. ASPECTOS GENERALES DEL H2S.
El sulfuro de hidrógeno es un gas incoloro, inflamable y extremadamente peligroso con
olor a "huevo podrido". Ocurre de forma natural en petróleo crudo y gas natural, y
puede ser producido por la descomposición de materia orgánica y desechos
humanos/animales (por ejemplo, aguas negras). Es más pesado que el aire y puede
acumularse en áreas bajas y cerradas, pobremente ventiladas, como sótanos, bocas de
registros, bóvedas subterráneas para líneas de alcantarillado y teléfonos/eléctricas [1].
El sulfuro de hidrógeno es un compuesto químico cuya fórmula química es H2S. Se
caracteriza por ser un gas incoloro y en concentraciones altas que son letales es inodoro.
El H2S es peligroso para los trabajadores y unos pocos segundos de exposición a
concentraciones relativamente bajas pueden ser mortales, pero la exposición a
concentraciones más bajas también puede ser perjudicial. Este gas es muy tóxico,
corrosivo, inflamable y explosivo.
El sulfuro de hidrógeno a menudo resulta de la descomposición bacteriana de la materia
orgánica en ausencia de oxígeno, tal como en los pantanos y alcantarillas; este proceso
se conoce comúnmente como la digestión anaeróbica. El H2S se produce también en los
gases volcánicos, gas natural, y algunas aguas de pozo. El cuerpo humano produce
pequeñas cantidades de H2S y la utiliza como una molécula de señalización.
Disuelto en agua el sulfuro de hidrógeno se conoce como ácido sulfhídrico, un ácido
débil.
El efecto del H2S depende de la duración, la frecuencia y la intensidad de la exposición
así como también de la susceptibilidad del individuo. El ácido sulfhídrico representa un
peligro serio y potencialmente letal, por lo que es esencial su reconocimiento, detección
y monitoreo. El ácido sulfhídrico como se señaló se genera durante la descomposición
de la materia orgánica y se produce con los hidrocarburos en ciertas áreas. El H2S puede
producir la tenso-corrosión sulfhídrica de los metales. Dado que es corrosiva, la
5
producción de H2S puede requerir costosos equipos de producción especiales, tales
como tuberías de producción de acero inoxidable
2.2. PROPIEDADES.
El sulfuro de hidrógeno es un poco más pesado que el aire, una mezcla de H2S y el aire
es explosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno se queman con una llama azul para
formar dióxido de azufre y agua. En general, el sulfuro de hidrógeno actúa como un
agente reductor.
A alta temperatura o en presencia de catalizadores, el dióxido de azufre se puede hacer
reaccionar con sulfuro de hidrógeno para formar azufre elemental y agua. Esta reacción
es explotada en el proceso de Claus, y es la principal forma de convertir el sulfuro de
hidrógeno en azufre elemental.
El sulfuro de hidrógeno es ligeramente soluble en agua y actúa como un ácido débil,
dando el ion hidrosulfuro HS-. Una solución de sulfuro de hidrógeno en agua, conocido
como ácido sulfhídrico, es inicialmente clara pero en el transcurso del tiempo se vuelve
más turbia. Esto es debido a la lenta reacción de sulfuro de hidrógeno con el oxígeno
disuelto en el agua, produciendo azufre elemental, que se separa por precipitación. El
dianión sulfuro S2-
existe sólo en soluciones acuosas fuertemente alcalinas; es
excepcionalmente básico con un pKa> 14.
El sulfuro de hidrógeno reacciona con los iones metálicos para formar sulfuros
metálicos, que pueden ser consideradas las sales de sulfuro de hidrógeno. Algunos
minerales son sulfuros. Los sulfuros metálicos a menudo tienen un color oscuro. El
papel de acetato de plomo se usa para detectar el sulfuro de hidrógeno, ya que se vuelve
gris en la presencia del gas y se produce sulfuro de plomo. Al reaccionar los sulfuros de
metales con ácidos fuertes se libera sulfuro de hidrógeno. [2]
El sulfuro de hidrógeno reacciona con alcoholes para formar tioles, una importante clase
de compuestos orgánicos de azufre.
El sulfuro de hidrógeno es más comúnmente obtenido por su separación del gas amargo,
que es el gas natural con alto contenido de H2S. También puede ser producido por
6
reacción de gas hidrógeno con azufre elemental fundido a aproximadamente 450°C. Los
hidrocarburos pueden reemplazar al hidrógeno en este proceso
Las bacterias reductoras de sulfato generan energía utilizable en condiciones de bajo
oxígeno mediante el uso de sulfatos para oxidar compuestos orgánicos o hidrógeno; esto
produce sulfuro de hidrógeno como un producto de desecho.
2.3. FUENTES DE H2S.
El azufre proviene principalmente de la descomposición de residuos orgánicos, y se
observa que, a lo largo del tiempo y de su enterramiento, los crudos de petróleo pierden
su azufre bajo la forma de H2S, que se encuentra en el gas asociado, quedando disuelta
una pequeña parte en el líquido. Otro origen posible del H2S es la reducción de los
sulfatos por el hidrógeno bajo la acción de las bacterias del tipo desulforibrio
desulfuricans. El Hidrógeno proviene del crudo y los iones sulfatos están presentes en
las rocas del yacimiento [3].
(1)
Pequeñas cantidades de sulfuro de hidrógeno se producen en el petróleo crudo, pero el
gas natural puede contener hasta 90% de este gas. Los volcanes y algunos manantiales
calientes emiten H2S, donde probablemente surge a través de la hidrólisis de los
minerales de sulfuro, por ejemplo se tiene la reacción genera l
. El sulfuro de hidrógeno a menudo puede estar presente de forma natural en el
agua de pozo, como resultado de la acción de las bacterias reductoras de sulfato.
Alrededor del 10% de las emisiones globales totales de H2S se debe a la actividad
humana. Con mucho, la más grande ruta industrial para el H2S se produce en las
refinerías de petróleo: El proceso de hidrodesulfuración libera azufre a partir del
petróleo por la acción del hidrógeno. El H2S resultante se convierte en azufre elemental
por combustión parcial a través del proceso de Claus, que es una fuente importante de
azufre elemental. Otras fuentes antropogénicas de sulfuro de hidrógeno incluyen hornos
de coque, fábricas de papel, y curtiembres. El H2S surge desde prácticamente cualquier
7
lugar donde el azufre elemental se pone en contacto con el material orgánico,
especialmente a altas temperaturas.
2.4. UTILIZACIÓN
2.4.1. Producción de compuestos Thioorganic.
Varios compuestos orgánicos de azufre se producen usando sulfuro de hidrógeno. Estos
incluyen Metanotiol, Etanotiol y ácido Tioglicólico.
2.4.2. Sulfuros de metales alcalinos
Al combinarse con bases de metal alcalino, sulfuro de hidrógeno se convierte en
hidrosulfuros alcalinos tales como hidrosulfuro de sodio y sulfuro de sodio, que se
utilizan en la degradación de biopolímeros. La depilación de pieles y la deslignificación
de la pulpa por el proceso Kraft tanto se efectuará mediante sulfuros alcalinos.
2.4.3. Química analítica.
Durante más de un siglo, el sulfuro de hidrógeno fue importante en la química analítica,
el análisis cualitativo inorgánico de iones metálicos. En estos análisis, iones de metales
pesados se precipitan de la solución después de la exposición al H2S. Los componentes
del precipitado resultante se redisuelven con cierta selectividad.
Para uso en laboratorio a pequeña escala en la química analítica, el uso de tioacetamida
ha reemplazado H2S como una fuente de iones sulfuro.
2.4.4. Precursor de Sulfuros Metálicos.
Como se indicó anteriormente, muchos iones metálicos reaccionan con sulfuro de
hidrógeno para dar los correspondientes sulfuros metálicos. Esta conversión es
ampliamente explotada. Por ejemplo, los gases o aguas contaminadas por el sulfuro de
hidrógeno se pueden limpiar con óxidos de metal. En la purificación de minerales
metálicos por flotación, polvos minerales son a menudo tratados con sulfuro de
hidrógeno para mejorar la separación. Las piezas metálicas son a veces pasivadas con
sulfuro de hidrógeno. Los catalizadores utilizados en la hidrodesulfuración se activan de
forma rutinaria con sulfuro de hidrógeno, y el comportamiento de los catalizadores
8
metálicos utilizados en otras partes de una refinería también se modifican usando
sulfuro de hidrógeno.
2.4.5. Aplicaciones Diversas.
El sulfuro de hidrógeno es usado o se encuentra en granjas (generalmente como
desinfectante agrícola), en la elaboración de la cerveza, en curtidos, fabricación de
pegamentos, vulcanizado de goma, procesos de recuperación de metales, exploración y
procesamiento del petróleo y gas, en la fabricación de rayón o seda artificial, en
litografía y fotograbado, en las plantas de preparación de las pieles y fabricación de
fieltro, en hornos de fertilizantes, factorías de azúcar de remolacha, química analítica y
producción de tintes.[4]
2.5. SEGURIDAD.
El sulfuro de hidrógeno es un gas altamente tóxico e inflamable. Al ser más pesado que
el aire, tiende a acumularse en la parte inferior de los espacios mal ventilados. Aunque
es muy picante al principio, se amortigua rápidamente el sentido del olfato, por lo que
las posibles víctimas pueden no ser conscientes de su presencia hasta que es demasiado
tarde. Para los procedimientos de manipulación segura, una ficha de datos de seguridad
de materiales sulfuro de hidrógeno debe ser consultado.
En el Anexo 1, se encuentra la MSDS del H2S, misma en la que se encuentran las citas
de las normas internacionales de la NFPA, OSHAS, NIOSH, ACGIH, IRIS, EPA Y
DEP.
2.5.1. Toxicidad.
El sulfuro de hidrógeno se considera un veneno de amplio espectro, lo que significa que
puede envenenar a varios sistemas diferentes en el cuerpo, a pesar de que el sistema
nervioso es el más afectado. La toxicidad de H2S es comparable con la de cianuro de
hidrógeno. Se forma un enlace complejo con el hierro en las enzimas del citocromo
mitocondrial, evitando de este modo la respiración celular.
Dado que el sulfuro de hidrógeno se produce naturalmente en el cuerpo, el medio
ambiente y el intestino, existen enzimas en el cuerpo capaz de desintoxicación por
9
oxidación a sulfato. Por lo tanto, los bajos niveles de sulfuro de hidrógeno pueden ser
tolerados indefinidamente.
A cierto nivel umbral, se cree que alrededor de 300 a 350 ppm promedio, las enzimas
oxidativas se sienten abrumadas. Muchos detectores de gas de seguridad personal, como
los utilizados por los servicios públicos, las aguas residuales y los trabajadores
petroquímicos, se ponen a alarmar a valores tan bajos como 5 a 10 ppm y para entrar en
alarma de alta a 15 ppm.
Una clave para el diagnóstico de intoxicación extrema H2S es la decoloración de las
monedas de cobre en los bolsillos de la víctima. El tratamiento consiste en la inhalación
inmediata de nitrito de amilo, inyecciones de nitrito de sodio, la inhalación de oxígeno
puro, la administración de broncodilatadores para superar eventual broncoespasmo, y en
algunos casos, la terapia de oxígeno hiperbárico. OHB tiene soporte anecdótico y sigue
siendo controvertido.
La exposición a concentraciones más bajas puede dar lugar a irritación de los ojos, dolor
de garganta y la tos, náusea, falta de aliento, y líquido en los pulmones. Estos efectos se
cree que es debido al hecho de que el sulfuro de hidrógeno se combina con el álcali
presente en la superficie de los tejidos húmedos para formar sulfuro de sodio, un
cáustico. Estos síntomas generalmente desaparecen en pocas semanas.
La exposición a largo plazo a niveles bajos puede resultar en fatiga, pérdida del apetito,
dolores de cabeza, irritabilidad, mala memoria y mareos.
En la Tabla 1 se expone un cuadro en el que se aprecia los efectos a la salud del hombre
por exposición durante ciertos periodos de tiempo a diferentes concentraciones, esta
información es de vital importancia para aquellos trabajadores que se desenvuelven en
medios contaminados con este químico.
10
Tabla 2.1 Toxicidad del H2S
Fuente: www.oilproduction.net/files/GPA/48gpa
2.6. ELIMINACIÓN DE H2S O ENDULZAMIENTO DE UN GAS.
El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor
importancia, que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la
remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. [5]
El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término
correcto debería de ser “des acidificación” Para que el proceso de endulzamiento del gas
natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia
prima que se va a tratar. De hecho el contenido de las impurezas forma parte de los
conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender y hacerle
TIEMPO DE EXPOSICIÓN
%-ppm 0-2 Min 2-15 Min 15-30 Min 30 Min-1hora 1-4 hrs 4-8 hrs 8-48 hrs
0,005-50
0,010-100
Conjuntivitis
irritación
Tracto
Respiratoria
0,010-100
0,015-150
Irritación
Ocular
perdida del
Olfato
Alteración
respiratoria.
Daño Ocular
Somnolencia
Irritación de
garganta
Salivación
Herida Ocular
Efectos
Irritantes
serios
Hemorragia
y Muerte
0,015-150
0,020-200
Perdida del
Olfato
Irritación de
garganta y
Ocular
Irritación de
garganta y Ocular
Respiración
Dificultosa
Visión
Borrosa
Ligeros
Mareos
Efectos
Irritantes
serios
Hemorragia
y Muerte
0,025-250
0,035-350
Irritación
Ocular
Perdida del
Olfato
Irritación
Ocular
Secreción
lagrimal
dolorosa Fatiga
Mareos Catarro
Nasal Dolor
Ocular Resp.
Dificultosa
Hemorragia y
Muerte Muerte
0,035-350
0,045-450
Irritación
Ocular
Pérdida del
Olfato
Respiración
Dificultosa
Irritación
Ocular
Mayor Irritación
Ocular y Nasal
Embobamiento
Dolor de Cabeza
Ligeros Mareos
Vértigo
Debilidad
Mayor
irritación
Muerte Muerte
0,050-500
0,06-600
Tos.
Colapso e
Inconciencia
Molestia
Respiratoria
Irritación
Ocular
Colapso
Irritación
Ocular Seria
Palpitaciones
Posible Muerte
Dolor ocular y de
Cabeza severo.
Vértigo
Temblores,
Debilidad Muerte
0,060-600
0,07-700
0,08-800
0,100-
1000
0,150-150
Colapso
Inconciencia
Muerte
Colapso
Inconciencia
Muerte
11
seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la tenencia del conocimiento inherente
al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia.
El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de
las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases
ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado. La
diferencia molar de ambas condiciones establece la cantidad de gas ácido que se va a
extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se deba a
utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y
además económico. El proceso de endulzamiento data desde hace muchos años. En la
actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos
complejos, que hacen que el endulzamiento sea de gran eficiencia tal como el nuestro
proceso, en vista que muchos otros procesos del gas depende de este.
La eliminación del H2S de una corriente gaseosa es necesaria, debido a los problemas
ambientales y de salud que este compuesto causa, además de los daños a los equipos de
una planta por sus características corrosivas.
En la Tabla 2.2 se presenta los componentes del gas natural, con su estado natural.
Tabla 2.2 Componentes del Gas Natural
http://myslide.es/documents/endulzamiento-por-adsorcion-mediante-tamices-
moleculares-1.html
12
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 que son gases
ácidos. 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 eliminarlos para llevar el contenido
de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el
CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un
gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.
Como señalamos los otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo
(C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a
dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo
general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se
tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de
endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy
posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos
pueden alterar el normal proceso de los endulzantes o sustancias que eliminan los gases
ácidos de la corriente de gas natural.
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se
pueden mencionar:
Toxicidad del H2S.
Corrosión por presencia de H2S y CO2.
En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo.
Disminución del poder calorífico del gas.
Promoción de la formación de hidratos.
Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2
porque de lo contrario 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 líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos
se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.
13
2.6.1. Tipos de procesos de Endulzamiento.
Para la eliminación de Gases Ácidos existen diferentes métodos de que se basan en
diferentes principios fisicoquímicos y cuya selección depende de variables como:
Caudal de Gas, Condiciones Operativas, Concentración del Gas de entrada y salida y
economía del proceso, a continuación una descripción de los mismos.
2.6.1.1. La reacción con óxido de hierro. (Endulzamiento Hierro Esponja).
Se bombea gas a través de un recipiente de óxido de hierro hidratado, que se combina
con sulfuro de hidrógeno:
Fe2O3+ H2O + 3H2S Fe2S3 + 4H2O (2)
Con el fin de regenerar el óxido de hierro, el contenedor debe ser puesto fuera de
servicio, inundado con agua y se airea.
2Fe2S3 + 3O2 + 2H2O 2Fe2O3 + 2H2O + 6S (3)
Al término de la reacción de regeneración se vacía el agua del recipiente y puede ser
devuelto al servicio. La ventaja de este sistema es que es completamente pasivo durante
la fase de extracción.
Fig.1 Esquema del Proceso de endulzamiento Hierro Esponja
LECHO
Fe2O3
1
LECHO
Fe2O3
2
GAS AMARGO
GAS DULCE
AIRE DE FACILIDADES
AGUA DE
FACILIDADES
AIRE + AGUA
VAPOR
14
Este proceso fue desarrollado en Europa, para los procesos de purificación de gas de
coquerías, gas carburado de síntesis, etc. Estos componentes son selectivos para los
compuestos de azufre y otros agentes oxidables, pero el método no es efectivo para
componentes que no sean oxidables a las condiciones de operación. Los óxidos de
hierro se mezclan con viruta de madera para formar un material que puede reaccionar
con el H2S del gas. Las virutas sirven como un agente esponjoso que permite el paso
fácil del gas y provee área para el contacto del óxido de hierro con el gas. Este método
no se recomienda para remoción en masa de grandes cantidades de H2S. La economía
limita su aplicación a los gases que contengan menos de 320 ppm V de H2S. Los óxidos
tienen una gran variabilidad en sus propiedades depuradoras hacia el sulfuro de
hidrógeno, la eficiencia del proceso está relacionada con el estado fisicoquímico de los
componentes. El contenido de humedad, juega un importante papel en la reacción. Parte
del óxido que reacciono puede ser regenerado en forma parcial con aire en presencia de
humedad. La reacción se considera una oxidación por vía, según lo siguiente:
2Fe 2 O 3 + 6H 2 S ⇒ 2Fe 2S 3 +6H 2 O (4)
2Fe 2 S 3 + 3O 2 ⇒ 2Fe 2O 3 +6S (5)
Una reacción general es: Fe 3 O4 / Fe 2 O3 + H 2 S ⇒ Fe S 2 + H 2 O (6)
4Fe S 2 + 11O 2 ⇒ 2Fe 2O 3 + 8SO2 (7)
Fe 3 O4 + 4H 2 S ⇒ 3Fe S + 4H 2 O + S (8)
Las reacciones (6 y 7) se fundamentan en que las partículas de los óxidos de hierro son
casi totalmente puras. La ventaja de este método es que utiliza a la materia prima como
la Limonita. La reacción es efectiva cuando la granulometría del material tiene un
tamaño promedio de 2mm, la porosidad tiene un valor de 0,08 cm3/g. Las limitaciones
están relacionadas con la calcinación y reducción en el exterior
15
Las esponjas de hierro son los rizos de madera que resultan de la carpintería, y se
recubren de hierro hidratado, normalmente empacado en varias texturas y tamaños. La
madera sirve para espaciar el ingrediente activo, que es el óxido de hierro, y para
controlar la distribución del gas en el sistema, evitando caídas de presiones excesivas
que afectan la eficiencia del proceso. Las calidades de recubrimiento se suelen preparar
con 6; 15 o 20 libras de óxido de hierro por 8 galones.
2.6.1.2. La Filtración a través de carbón activado impregnado.
También se les llama lecho seco, se llevan a cabo sobre un material sólido fijo, sobre el
cual el H2S es adsorbido por adherencia. Por lo general, los materiales sólidos
utilizados como adsorbentes son carbón activado, sílicagel y tamices moleculares de
zeolitas o tamices moleculares de carbón (Llaneza et al. 2010). El proceso de adsorción
ocurre sobre la superficie del material adsorbente, donde las moléculas son retenidas por
fuerzas electrostáticas débiles. Una limitante en las reacciones es la humedad,
selectividad, temperatura, presión y presencia de partículas (Varnero et al. 2011). Al
utilizar carbón activado en los procesos de adsorción es cuando se requiere menos
energía, porque se opera con temperatura y presión menor, donde la reacción se realiza
en los poros por lo que el sulfuro de hidrógeno reacciona con el oxígeno produciendo
azufre y agua. El azufre donde el sulfuro de hidrógeno queda ocluido en los poros del
carbón (Llaneza et al. 2010). [6].
Este método se utiliza normalmente para la reducción de olores en plantas de aguas
residuales municipales y para la purificación del biogás del relleno, antes de su uso en
motores de cogeneración, o la inyección a la red de gas.
El H2S representa una impureza que debe de eliminarse de la corriente de gas,
eliminación que debe de realizarse antes de que sea inyectado en el sistema de tubería,
ya sea de transporte o distribución.
16
Fig.2 Esquema de endulzamiento con Carbón Activado
FILTRO DE CARBON ACTIVADO
INGRESO GAS AMARGO SALIDA GAS DULCE
2.6.1.3. Absorción de los Gases Ácidos.
Este proceso se realiza a través de solventes químicos, físicos y mixtos. Se entiende por
absorción a la operación unitaria en la que la transferencia de masa tiene lugar de la fase
de vapor a la fase líquida, esto es por lo general lo que ocurre, aunque no siempre. El
proceso de absorción implica una operación en la cual el líquido se suministra como
corriente separada e independiente del vapor a tratar.
En estos procesos, el gas que se va a tratar se pone en contacto en contracorriente con
una solución de un componente activo que reacciona con los gases ácidos para formar
compuestos inestables, solubles en el solvente. El componente activo de la solución
puede ser una alcanoamina o una solución básica, con o sin aditivos. El contacto se
realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución ingresa por la parte
superior y el gas por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución
y los gases ácidos son reversibles; 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 en
segundo lugar los procesos con carbonato. En este proceso, la torre contactora debe
trabajar en condiciones de baja temperatura y alta presión de manera que se favorezca la
reacción entre el gas y el solvente químico. Por otro lado, en la regeneración se debe
trabajar en condiciones contrarias a las mencionadas, o sea a alta temperatura y baja
presión, de manera de favorecer la liberación de los gases ácidos. Las principales
desventajas de este método son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las
soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de
las reacciones. Los principales procesos con solventes químicos son: MDEA, MDEA
activada y Benfield (con carbonato de potasio).
17
Fig.3 Esquema Típico de Absorción Química
Fuente: Meyers 1984
2.6.1.4. Utilización de Lechos Sólidos.
Un lecho sólido es un conjunto de productos sólidos (mallas moleculares, sílica,
alúmina) utilizados en la industria del gas. También se puede utilizar el término Lecho
Seco, que es un material que no utiliza líquidos, por ejemplo las esponjas de hierro, que
se utilizan para retener el sulfuro de la corriente de gas natural. Todos estos
componentes desarrollan el proceso de endulzamiento a través del proceso de adsorción
La adsorción es la operación unitaria que se realiza al poner en contacto un sólido con
una mezcla fluida. Las condiciones en que se produce el contacto son tales que una
parte del fluido resulta adsorbida por la superficie del sólido, con lo que la composición
del fluido no adsorbida queda alterada. La adsorción también se define como la acción
de adsorber un componente fluido a la superficie del sólido adsorbente. En los
productos, como la sílica, alúmina y mallas moleculares, una pequeña cantidad del
sólido tiene una gran superficie de contacto, propiedad mediante la cual un componente
se adhiere a la superficie de otro y se separa de su original.
18
Por adsorción se entiende también como la remoción de ciertos componentes de la
corriente de gas que incluye, pero que no se limita a uno o más de los siguientes
componentes: gases ácidos, agua, vapor o vapores de hidrocarburos, los cuales son
adsorbidos en un lecho granular de sólidos debido a la atracción molecular hacia el
adsorbente. También se entiende por adsorción a la propiedad de reaccionar, ocultar o
producir reacciones químicas sobre superficies metálicas, reacciones que permiten
eliminar sustancias que no se desean que permanezcan en la corriente de gas.
La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido en donde el sólido (adsorbente)
contiene o concentra gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su
superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la Adsorción la corriente de gas
natural hace contacto con las sustancia sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las
cuales se encuentran empacadas dentro de las torres adsorbedoras reteniendo
selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado. La regeneración
de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor.
El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en
gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio
existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios
componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y C02. Para la remoción de
H2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción
separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior
condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso, mientras que el agua
también se puede recuperar y volver a utilizar.
2.6.1.5. Procesos de Conversión Directa.
Se refiere a la transformación del sulfuro de hidrógeno en azufre elemental a partir de
los gases de cola, este proceso es de gran importancia, ya que permite obtener azufre, en
forma natural, el cual después es utilizado para la formación de Ácido Sulfúrico y
compuestos petroquímicos, que son de gran utilidad práctica, y lo más importante es
que se están utilizando las impurezas del gas natural, en sentido productivo.
19
2.6.1.6. Utilización de Secuestrantes.
La eliminación de los gases ácidos de la corriente de gas natural, se puede realizar
utilizando secuestrantes químicos, como la Triazina, y otros componentes. Los
secuestrantes son utilizados en procesos tipo batch y son recomendados cuando se
trabaja con bajos caudales de gas de alimentación y concentraciones moderadas de H2S.
En este tipo de procesos no es posible la regeneración del químico secuestrante por lo
cual se debe cambiar el mismo una vez que se satura del gas que estamos separando de
la corriente de alimentación.
Fig.4 Esquema de Endulzamiento mediante Secuestrante Químico
Secuestrante Químico (Triazina)
GAS AMARGO (Alta Conc. H2S)
GAS DULCE (Baja Conc. H2S)
DRENAJE DEL QUIMICO SATURADO
2.6.1.7. Remoción con Membranas.
Se refiere a la remoción del gas ácido por membranas, proceso que ocurre cuando el gas
es retirado de una corriente, en este caso se retira los gases ácidos de la corriente de gas
natural.
La separación por membranas es uno de los desarrollos más recientes y a pesar de las
desventajas económicas, su uso está creciendo firmemente. La separación entre gases
ocurre en un fundamento molecular, por ende delgadas capas sin poros deben ser usadas
20
(la permeación a lo largo de las capas o cintas no es filtración es sorción en el lado de
alta presión es sorción, a lo largo de la cinta es difusión, y desorción en el lado de baja
presión). Las membranas consisten en una cinta de polímero ultra delgado en el tope de
un sustrato poroso delgado. [7]
Fig.5 Endulzamiento mediante Membranas Moleculares
Fuente: www.lacomunidadpetrolera.com/sectores/energia-sectores/membranas/
2.6.1.8. Destilación Extractiva.
La destilación extractiva es un proceso de vaporización parcial en presencia de un
agente de separación, no volátil y de alto punto de ebullición que generalmente se
denomina solvente o agente de separación, el cual se adiciona a la mezcla, de tal forma
de alterar su volatilidad relativa del componente. El principio que aprovecha la
destilación extractiva se basa en la introducción de un solvente selectivo que interactúa
de diferente forma con cada uno de los componentes de la mezcla original y
generalmente muestra una afinidad fuerte por uno de los componentes claves. Lo que
significa que este tipo de destilación se puede utilizar para eliminar los gases ácidos de
la corriente de gas natural.
Gas Bruto
a tratar
Gas Dulce
Gas Amargo
21
2.6.1.9. Endulzamiento a través de Mallas o Tamices Moleculares.
Las mallas o tamices moleculares son sistemas de lecho sólido, a través de estos agentes
fluye el gas ácido para remover los constituyentes ácidos. Se utiliza para el
endulzamiento del gas natural, en plantas de Gas Natural Licuado (GNL), donde el CO2
esté presente en cantidades de 1,5 a 2% molar, en el tratamiento de líquidos, para secar
el gas de alimentación a una planta criogénica, en la remoción de H2S y Mercaptanos
(RHS), de una corriente de dióxido de carbono.
Los tamices moleculares, por lo general son arcillas silicatadas, que tienen una
estructura dependiendo del número de tetraedros unidos.
El proceso de endulzamiento a través de tamices moleculares tiene ventajas en la
remoción de sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, que son separados de una corriente de
dióxido de carbono También es aplicable para el tratamiento de líquidos, o como medio
de purificación después de remover cantidades brutas de gases ácidos en otros procesos.
La tecnología de Mallas Moleculares aplica en la remoción del dióxido de carbono, pero
este no es un proceso atractivo para altas tasas de flujo y/o grandes concentraciones de
C02. Los tamices moleculares se utilizan también en la deshidratación del gas natural,
donde se utilizan para llevar el gas natural a contenido de agua, que están mucho más
debajo de lo que indica la norma, lo cual ocurre cuando el gas natural debe de ir a los
procesos criogénicos, donde el contenido de agua que indica la norma es muy alto.
Las mallas o tamices moleculares son sistemas de lecho sólido. El rango de vida útil de
un lecho es de 3 a 10 años, dependiendo del trato que reciba el lecho durante la
operación. Los agentes endulzadores sólidos se usan en un lecho, a través del cual, fluye
el gas ácido para remover los constituyentes ácidos. La regeneración del lecho sólido se
logra reduciendo la presión y/o aplicando calor. Usualmente una pequeña cantidad de
gas fluye a través del lecho para remover sus constituyentes ácidos a medida que son
des adsorbidos. Debido a la inversión inicial y a las dificultades operacionales, estos
tipos no son recomendados para volúmenes mayores a unos 15 MMPCND en procesos
de endulzamiento del gas natural.
Hay en el comercio varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes
afinidades para varios componentes. En general, el orden de adsorción es: agua, sulfuro
de hidrógeno y dióxido de carbono. Para la remoción de H2S y CO2, el agua debe
22
removerse inicialmente, resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de
los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas
de regeneración del proceso. Sin embargo, en los lechos de adsorción de (H2S) y (CO2)
el gas usado en la regeneración es venteado para remover el (H2S) y (CO2) adsorbidos.
Generalmente los butanos y más pesados (+ 4C) contaminan los lechos adsorbentes,
reduciendo, substancialmente, su capacidad de remoción de (H2S) y (CO2) Por lo tanto,
es deseable un sistema aguas arriba para retirar los hidrocarburos pesados. El gas tratado
cumple con las especificaciones para tuberías y es apropiado para la alimentación de
plantas criogénicas. El proceso involucra dos o más adsorbedores de lecho fijo y otras
instalaciones de regeneración. Por lo menos, un lecho está en adsorción en todo
momento, mientras los otros lechos están siendo regenerados.
El gas natural pasa a través del lecho en servicio, donde se remueven el o los materiales
impuros hasta lograr las especificaciones del producto. El gas de regeneración seco se
calienta a (400 – 600°F), en un adsorbedor en ciclo de enfriamiento y/o en un
calentador, luego se pasa en contracorriente con el flujo normal a través del lecho
adsorbedor que está siendo regenerado. El gas impuro absorbido en el lecho se enfría, y
el agua líquida se separa, mientras que la corriente de gas se envía a la línea de gas
combustible, o sigue para el tratamiento subsiguiente.
La remoción de dióxido de carbono con tamices moleculares es más atractiva cuando el
producto debe tener un contenido de (CO2) bajo y la alimentación tiene 1,5% molar de
CO2 o menos.
23
Fig.6 Esquema de un Proceso de Endulzamiento con tamices moleculares
Fuente: http://myslide.es/documents/endulzamiento-por-adsorcion-mediante-tamices-
moleculares-1.html slide 21
2.6.1.10. Endulzamiento a través de Óxido de Zinc.
Este es un sistema que en la actualidad está en desuso, es un sistema de lecho seco. En
el rango de temperatura de 572 y 1292 °F se encontró una rápida y completa reacción,
con concentraciones de sulfuro de hidrógeno a la salida prácticamente cero. Solo que
hay que tener cuidado, porque a la temperatura 1472 °F se produce vaporización de
(Zn), con deposiciones de sulfuro de cinc (ZnS) sobre la superficie del sólido que
impide que siga progresando la reacción de sulfidación, y lo inutiliza. A temperaturas
inferiores a los 1112 °F, no es posible una conversión total del sólido, debido a la lenta
difusión del gas en el sólido. Su gama de aplicabilidad se encuentra entre las
temperaturas de 572 y 1292 °F. El estudio de la cinética de reacción, indica que la
sulfidación del (Zn0), está relacionada no solo con la concentración del sulfuro de
hidrógeno, sino también de una serie de factores operacionales y se forma azufre
elemental, cuando el gas está formado únicamente por (H2S) diluido en (N2). La
oxidación de S2- a (S0) es inhibida por la presencia de agua. La presencia del (C0) da
lugar a la formación de (C0S) en ausencia de (H2), también el (Zn0) se reduce a (Zn)
por la presencia de (C0) y (H2), cuando no está presente el dióxido de carbono o agua.
Luego se recomienda estudiar el comportamiento del solvente para cada composición de
gas que se va a tratar, también el óxido de cinc presenta problemas de pérdida de área
superficial.
24
2.6.2. Procesos complementarios al endulzamiento
2.6.2.1. Regeneración.
En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de
separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una
nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en
primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible separar mercaptanos (RSR),
sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
2.6.2.2. Recuperación de Azufre.
Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil 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 azufre sólido o líquido. El objetivo fundamental de la unidad recuperadora
de azufre es la transformación del H2S. El azufre obtenido es de calidad aceptable, la
mayoría de las veces es comercializada.
2.6.2.3. Limpieza del Gas de Cola.
El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S
eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S
y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de
cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la
unidad recuperadora de azufre. El gas de cola al salir de la unidad de limpieza debe
contener solo entre el 1 y 0.3% del unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si
existe unidad recuperadora.
2.6.2.4. Incineración.
Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y
0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por
eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es
convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S. Esta unidad debe
estar en toda planta de endulzamiento.
25
En la figura 7, se muestra un diagrama de flujo de un proceso completo de
endulzamiento de gas de una corriente gaseosa.
Fig.7 Esquema de las etapas del proceso de endulzamiento
.
TorreAbsorbedora
Torre Regenaradora
Gas Húmedo Amargo
Gas Agrio
Elemento Regenerador
Gas Dulce
Reactor
Soplador De aire
Condensador de azufe
Deposito de AzufreLiquido
Separador
Combustión deGases de Cola
2.6.3. Selección de un Proceso de Endulzamiento
Los factores a considerar para la selección de un proceso de endulzamiento de gas
natural son:
26
2.6.3.1. Regulaciones de gases ácidos en el medio ambiente y como combustible:
Esto se refiere a las concentraciones de gases ácidos permitidos tanto por los
consumidores del gas, como también por parte de las instituciones que regulan las
emanaciones de gases contaminantes hacia el medio ambiente.
2.6.3.2. Tipo de concentración de las impurezas del gas ácido:
Se refiere a los gases contaminantes que deseamos separar de nuestra corriente de
alimentación y su concentración. En este punto se analiza la afinidad de estos gases con
ciertos compuestos tanto sólidos como líquidos que permitirán la separación por
afinidad física o química con los gases contaminantes.
2.6.3.3. Especificaciones en el gas residual o gas dulce:
Son las especificaciones que tendrá el gas que ha sido endulzado las mismas que irán de
acuerdo a lo señalado en (1.6.2.1).
2.6.3.4. Temperatura y presión del gas ácido y del gas dulce:
Son las condiciones a las cuales se maneja el proceso de endulzamiento del gas de
alimentación, para el proceso que vamos a manejar con el reactivo Sulfatreat estas
condiciones no difieren demasiado, ya que no existe demasiada caída de presión en el
lecho sólido y si bien es cierto que el proceso es exotérmico, el gas no aumenta
considerablemente la temperatura ya que la misma se disipa desde el lecho hacia el
exterior.
2.6.3.5. Caudal del gas tratar:
Es la cantidad de gas de alimentación por unidad de tiempo.
2.6.3.6. Proceso de Corrosión:
En este punto se analiza cómo afecta los gases ácidos en los equipos de nuestros
procesos y la necesidad de implantar tal o cual proceso de endulzamiento.
27
2.6.3.7. Requerimientos de selectividad:
Aquí se analiza la selectividad de los diferentes compuestos del gas de alimentación con
el o los compuestos del medio que nos ayudara a separar los gases contaminantes.
2.6.3.8. Costos de operación del proceso de endulzamiento:
Esta referido al costo que implica un proceso de endulzamiento existente o relacionarlo
a este con un nuevo proceso que implique menores costos operativos a mediano y largo
plazo.
2.6.4. Proceso de Endulzamiento por Adsorción.
Los procesos de adsorción, en general se caracterizan por adsorber de manera
preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de gas natural, para nuestro
caso el componente acido que se desea separa es el H2S. El proceso de adsorción
también lleva asociado calor de la solución, el cual es considerablemente más bajo que
el calor de reacción de los procesos de reacción con solventes químicos. La carga de gas
ácido en los solventes físicos o en los procesos de adsorción es proporcional a la
presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar.
La adsorción es una operación que se fundamenta en la transferencia de masa entre una
fase sólida y una fluida (liquida o gaseosa), y que permite separar selectivamente de una
solución uno o varios compuestos de interés. La sustancia que se concentra en la
superficie se define como adsorbato, y el material sobre el que el cual este se acumula
se define como adsorbente.
Los adsorbentes son sólidos porosos naturales o sintéticos de estructura amorfa o
microcristalina. Los utilizados a gran escala incluyen el carbón activado, la alúmina
activada, el gel de sílice, arcillas activadas, adsorbentes poliméricos sintéticos, sílica gel
y mallas moleculares. En muchos casos el adsorbente puede regenerarse con el fin de
obtener el adsorbato en forma concentrada o prácticamente pura.
La adsorción y el intercambio iónico comparten tantos rasgos comunes con respecto a la
aplicación en procesos por cargas y tratamientos en lecho fijo que pueden agruparse
juntos como sorción para un tratamiento unificado.
28
Las operaciones de intercambio iónico son básicamente reacciones químicas de
sustitución entre un electrolito en solución y un electrolito insoluble con el cual se pone
en contacto la solución. En el intercambio iónico, iones del fluido remplazan iones
distintos de la misma carga que están presentes inicialmente en el sólido. La mayoría de
los intercambiadores de iones usados a gran escala se basan en resinas sintéticas, bien
preformadas y después sometidas a una reacción química, o formadas a partir de
monómeros activos (ácidos oleofinicos, aminas o fenoles). Los primeros
intercambiadores de iones fueron las zeolitas naturales, y tanto las zeolitas naturales
como las sintéticas se siguen utilizando hoy.
El proceso de adsorción es un proceso de separación para remover impurezas basadas
en el hecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas
en su superficie.
Para las operaciones de adsorción e intercambio iónico, las columnas de lecho fijo
constituyen el tipo de equipo más utilizado. En estos equipos se hace pasar la solución
contaminada con adsorbato a velocidad constante a través del lecho. Las principales
ventajas de estos sistemas son:
Son flexibles frente a variaciones de caudal y concentración.
Trabajan eficientemente a concentraciones bajas de contaminante.
Moderadas necesidades de espacio.
Facilidad de automatización, posibilidad de regenerar el adsorbente y recuperar
sustancias retenidas cuando ello resulte de interés económico.
La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El
proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases
donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen
varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios
componentes.
2.6.4.1. Tipos de Adsorción.
La adsorción puede ser de dos tipos física y química. La principal diferencia entre la
adsorción física y química es la naturaleza del enlace que se forma entre la molécula
absorbida y la superficie adsorbente.
29
Adsorción Física.
Se presenta cuando el adsorbato se adhiere a la superficie mediante fuerzas de Van der
Waals; la naturaleza de las fuerzas de adsorción física es tal que se acumulan capas
múltiples de adsorbato sobre la superficie del adsorbente.
Adsorción Química.
Se caracteriza por una compartición de electrones entre el adsorbente y el adsorbato que
da por resultado la liberación de una cantidad de calor que es la misma magnitud que el
calor de reacción. A causa de la compartición de electrones con la superficie, los
materiales químicamente adsorbidos se restringen a la formación de una monocapa.
2.6.4.2. Descripción del proceso de Adsorción el Lecho Fijo.
Las operaciones de adsorción en columnas de lecho fijo consisten en hacer fluir una
solución contaminada con adsorbato a velocidad constante a través del lecho, tal como
se esquematiza en la Fig 8. En estas operaciones a medida que avanza el tiempo el
adsorbato se va acumulando en el lecho de adsorción y por tanto el proceso presenta un
estado no estacionario.
30
Fig.8 Proceso de adsorción en un lecho fijo
Como se esquematiza en la Fig 8, al pasar un fluido con el adsorbato por la columna en
forma descendente, la capa superior de adsorbente se satura y el fenómeno de
tranferencia de masa de adsorbato desde la solución hacia el adsorbente se hace de una
manera efectiva en una zona relativamente estrecha llamada zona de adsorción, ZA, en
la cual los cambios de concentración se hacen significativos. A medida que transcurre el
tiempo la zona de adsorción se desplaza a través del lecho como una onda que avanza
hacia la parte inferior del mismo a velocidad constante generalmente más lenta que la
velocidad del fluido. Después de un tiempo la parte inferior de la zona de adsorción
alcanza el fondo del lecho y la concentración de adsorbato en el efluente comienza a
cambiar abruptamente. En este momento, se dice que se ha alcanzado el punto de
ruptura, a partir de este punto la concentración de adsorbato en el efluente de salida
aumenta con rapidez, al pasar por la zona de adsorción a través del fondo del lecho,
hasta alcanzar aproximadamente el mismo valor de entrada del lecho. Si se correlaciona
Fuente:
31
la concentración del efluente en función del tiempo de operación se obtiene una curva
denominada curva de ruptura.
El comportamiento de los adsorbentes de lecho fijo se basa en la construcción de curvas
de ruptura, ya que a partir de estas es posible obtener una descripción de la velocidad de
transferencia de masa del adsorbato al adsorbente; estas curvas son función de las
dimensiones del adsorbedor, de las condiciones de operación, y de las concentraciones
de equilibrio del adsorbato en las dos fases.
Si la altura de la zona de adsorción es pequeña con relación a la longitud del lecho, la
pendiente de la curva de ruptura entre los puntos tE y tB será pronunciada y se utilizara la
mayor parte de la capacidad del solido hasta el punto de ruptura. Cuando la zona de
adsorción es similar a la longitud del lecho, la curva será extendida y se utiliza menos
de la mitad del lecho.
Generalmente un lecho fijo se opera hasta el punto de ruptura, el cual decrece al
aumentar el tamaño de la partícula del adsorbente, al incrementar el flujo de fluido a
través del lecho y al aumentar el contenido inicial de adsorbato en la alimentación. En
muchas ocasiones el fluido se pasa continuamente a través del lecho hasta que el sólido
se satura, en este momento se desvía entonces el flujo hacia un segundo lecho hasta que
el adsorbente saturado del primer lecho es sustituido o regresado.
La adsorción en lechos empacados se puede modelar utilizando el balance de masa para
describir el transporte de adsorbato A, desde el fluido en movimiento hasta las
partículas de adsorbente fijas. En un elemento diferencial del lecho fijo, ΔZ, como el de
la figura 9, el adsorbato se transporta a través del elemento diferencial mediante
difusión y flujo en el seno del sistema y se acumula en las partículas del adsorbente,
como se muestra en el balance de adsorbato de la Ec. (9).
En donde DA-α es el coeficiente de dispersión axial efectivo de A, Z es la longitud del
lecho, ρa es la densidad del adsorbente. UL es la velocidad media del fluido. Y es la
(9)
32
concentración del adsorbato en el adsorbente, AT es el área transversal del lecho y ε es la
fracción de vacío.
Si se divide la ecuación (9) entre ε, AT y ΔZ, se considera que el coeficiente de
dispersión axial y la velocidad media son constantes y se aplica un proceso de límite
para ΔZ, se obtiene la ecuación de balance simplificada como se muestra en la ecuación
(10).
Fig.9 Columna de adsorción.
Fuente: Tesis de Diseño y Simulación de Columnas de Adsorción de cromo de aguas tratadas de
tenerías utilizando adsorbentes desarrollados en países Iberoamericanos, de INA SERRANO
LASTRE, Bucaramanga.
Si se supone que la concentración de adsorbato en el fluido es diluida, se considera que
la operación es casi isotérmica y por lo tanto se elimina la necesidad de resolver el
balance de energía en la columna. Además si se supone una caída de presión pequeña en
el lecho y un perfil de velocidades de flujo pistón se elimina la necesidad de resolver la
ecuación de cantidad de movimiento.
Para describir el proceso se requieren tres ecuaciones: El balance de adsorbato, la
relación de equilibrio entre la fase sólida y la fase fluida o isoterma de adsorción y por
último la ecuación que describe la cinética del proceso.
(10)
33
La variación en el contenido de adsorbato en el adsorbente se puede expresar en
términos de velocidad de adsorción. La ecuación cinética para este caso se expresa
mediante la ecuación (11).
En donde, Kfap es el coeficiente de transferencia de masa global [tiempo-1
]. Para las
operaciones en columnas de lecho empacado, este coeficiente está conformado por dos
resistencias de transferencia de masa, la primera es la que ofrece el fluido y la segunda
es la que se le atribuye al sólido y se puede determinar mediante la ecuación. (12).
En donde Kfap es el coeficiente de transferencia de masa de la fase fluida [tiempo-1
].
Ksap es el coeficiente de transferencia de masa en la fase sólida [tiempo-1
], m es la
pendiente promedio de la línea de equilibrio [masa adsorbente/volumen de solución].
2.6.4.3. Endulzamiento a través del compuesto Sulfatreat.
Este componente es un material sólido arenoso recubierto con Fe2O3. Es un compuesto
selectivo hacia el sulfuro de hidrógeno, el componente no se autocombustiona ni se
regenera, también puede remover los mercaptanos de la corriente de gas. El compuesto
responde al concepto de lecho seco, es de forma granular de tamaño medio. El
SULFATREAT está conformado en un 50 % de (Fe3O4/Fe2O3). Es un compuesto de alta
selectividad para depurar la corriente de gas natural de sulfuro de hidrógeno, trabaja por
lo general a una presión de 50 psia, mientras que el rango de operación de la
temperatura es entre 65 y 75 °F, es capaz de trabajar hasta con caudales de 2,5
MMPCND, y con concentraciones de sulfuro de hidrógeno de 100 ppm V hasta 4 ppm
V. Se recomienda renovarlo a los 330 días.
Sulfatreat es el nombre comercial de un reactivo sólido a base de óxido de hierro
(FexOy) para eliminación de H2S de corrientes gaseosas. Este es un producto no
regenerable que se dispone en forma de lecho sólido. El contaminante removido del gas
(11)
(12)
34
reacciona con el Sulfatreat y queda incorporado al reactivo, el cual debe ser
reemplazado cada determinado tiempo.
Sulfatreat se presenta en forma de pequeños gránulos con gran regularidad de tamaño y
forma, posee una densidad de 62 Lb/Ft3, su color es negro, y todas sus características
son similares antes y después de reaccionado. Está compuesto por óxidos de hierro
soportados sobre una estructura de silicatos inertes. Una vez reaccionado, contiene pirita
(disulfuro de hierro) producto de la reacción entre el Sulfatreat y el H2S. La pirita es un
compuesto estable que no se descompone, por lo que el H2S es irreversiblemente
eliminado.
El reactivo no es tóxico, inflamable, explosivo, corrosivo o irritante, ni antes ni después
de la operación, por lo que no ocasiona problemas ambientales en su disposición final ni
en su manipulación, no obstante debe tenerse en cuenta que a pesar de que el producto
no presenta características adsorbentes cualquier contaminante propio del gas que
pudiera quedar retenido en el producto podría modificar esta situación.
El principio operativo de Sulfatreat consiste en la reacción química entre el H2S de la
corriente gaseosa con el óxido de hierro, obteniéndose como productos el sulfuro
ferroso (FeS2), también denominado pirita, y vapor de agua. El esquema de reacción es
el siguiente:
Fex Oy + H2S Fe2S + H2O (13)
El sulfuro ferroso (FeS2), producto de la reacción, no es tóxico, ni corrosivo ni
inflamable. La reacción es irreversible y el producto es un compuesto estable que no se
descompone, por lo que el H2S es eliminado de la corriente de gas en forma irreversible.
En consecuencia el reactivo no es regenerable y debe reemplazarse cada determinado
tiempo, generalmente entre uno y tres a años, disponiéndose en forma de lecho sólido.
El reactivo agotado constituye un residuo especial no peligroso, cuya disposición final
puede realizarse en rellenos sanitarios o en caminos.
35
Descripción del proceso Sulfatreat.
El gas ácido proveniente de la batería, ingresa al sistema de reactores de Sulfatreat,
donde el H2S reacciona irreversiblemente con el reactivo y es eliminado.
Antes de su ingreso a los lechos, se debe atomizar agua de modo de lograr la saturación
de la corriente, condición fundamental para la buena performance del sistema. El exceso
de agua es luego removido en un separador, aguas abajo de la inyección, pues el ingreso
de agua en estado líquido a los lechos daña el reactivo en forma permanente por generar
canalizaciones en el mismo.
El gas ingresa luego al lecho o batería de lechos por la parte superior y lo(s) atraviesa
saliendo por la conexión inferior. Durante este proceso el H2S reacciona con el
Sulfatreat y es removido de la corriente. En el fondo del recipiente pueden acumularse
agua (liquida) y/o otros hidrocarburos condensados, los cuales deben purgarse
periódicamente.
Fig. 10 Esquema General de tratamiento con Sulfatreat.
Fuente: XIX International Gas Convention AVPG, May 24 th-26 th, Caracas Venezuela.
El diámetro y la altura de los lechos quedan determinados por las hojas de cálculo
emitidas por “MI SULFATREAT”, llamadas EPS “Estimated Perfomance Sheet”. Las
EPS proveen otros datos necesarios para el diseño, tales como:
36
Pérdida de presión, que es la pérdida de carga a través de los lechos y la cual solo
incluye la ocasionada por el producto (no incluye filtros, cañerías, válvulas, etc.).
Peso de reactivo requerido para la operación.
Vida esperada del lecho, en días o meses hasta alcanzar la concentración de salida
máxima esperada.
El funcionamiento del reactivo se ve afectado principalmente por dos factores:
(a) Saturación de agua: el gas debe estar saturado de agua en fase vapor, o sea que no se
necesita agua líquida. De hecho cualquier líquido libre en el lecho perjudicará la
operación por producir canalizaciones en el reactivo.
(b) Temperatura: La reacción es más rápida a medida que la temperatura es mayor, por
lo tanto, con altas temperaturas de diseño se tienen lechos más pequeños.
El modelo de flujo dentro de los lechos de Sulfatreat es de “tipo pistón”. La figura 11
ilustra un esquema típico de un reactor de Sulfatreat. El gas ingresa por la parte superior
del lecho, generando una zona de reacción que va desplazándose hacia la parte inferior a
medida que el reactivo se va agotando, y sale del reactor por la parte inferior con una
concentración de H2S que es próxima a 0 ppm V durante la mayor parte de la vida útil
del reactivo. Esta característica le confiere al sistema la capacidad de absorber
variaciones instantáneas de concentración y/o caudal sin necesidad de maniobras
especiales o inversiones extraordinarias en el costo de operación, en términos de costo
por kilogramo de H2S removido.
37
Fig. 11 Esquema de una columna empacada con Sulfatreat.
Fuente: XIX International Gas Convention AVPG, May 24 th-26 th, Caracas Venezuela.
El sistema puede estar compuesto por uno o más reactores en configuraciones en serie o
paralelo, con una instalación desde el punto de vista de cañerías e instrumentos muy
sencilla, tal como ilustra la figura 12. Los reactores no requieren internos especiales más
allá de los que forman el soporte de lecho (perfilería, mallas y un disco de poliuretano),
por lo cual conforman un sistema robusto que no requieren mantenimiento especial.
38
Fig. 12 Disposición de lechos de Sulfatreat en serie o paralelo
Fuente: XIX International Gas Convention AVPG, May 24 th-26 th, Caracas Venezuela.
El equipamiento asociado a un reactor de Sulfatreat es también muy sencillo,
justificando su preferencia operativa al no requerir ningún tipo de complejidad, como sí
la tienen otras tecnología de remoción de H2S. El gráfico 13 adjunto ilustra un diagrama
de proceso típico de una instalación de Sulfatreat. La inyección de agua busca asegurar
la saturación de agua requerida y es común en algunas situaciones agregar además un
calentador para aumentar la temperatura de ingreso del gas al sistema.
Rangos de aplicación de la tecnología.
Sulfatreat ha desarrollado distintos tipos de reactivos basados en el mismo principio
activo de óxidos de hierro y con distintas características que los diferencia para cada
tipo de aplicación. Por ejemplo, hay un reactivo especial con baja pérdida de carga,
otros con mayor o menor carga de principio activo por unidad de masa, otros con
catalizadores incorporados que aceleran la velocidad de reacción cuando las condiciones
lo requieren, etc. De este modo, la cantidad de reactivo requerido para la remoción del
39
H2S depende de cada diseño y del reactivo que se escoja, aunque en general varía de 8,5
a 11 kg SFT/kg H2S.
Esta característica hace que la tecnología Sulfatreat tenga un rango de aplicabilidad que
la ubica en un punto intermedio entre los secuestrantes líquidos, cuyo costo de
instalación inicial es nulo a expensas de un costo de operación sensiblemente mayor, y
otras tecnologías regenerativas cuya inversión inicial es alta en contrapartida con su
bajo costo por kilogramo de H2S removido.
Sulfatreat brinda una tecnología más económica respecto a los secuestrantes líquidos, en
especial si la carga de H2S en la corriente es superior a 1 Kg/D.
El punto óptimo de uso de Sulfatreat se encuentra en corrientes cuyo contenido de H2S
se encuentra entre 10 – 50 Kg/d de H2S, lo que se ejemplifica en la siguiente tabla:
Tabla 2.3 Condiciones óptimas de uso de Sulfatreat.
Caudal S m3/día
H2S ppm V
máx. Kg/día H2S *
25000 200 7,20
50000 200 14,40
100000 100 14,40
200000 100 28,80
300000 100 43,20
500000 75 54,00
Fuente: Evaluación del efecto de azufre elemental presente en el piloto regulador Fisher
310-32 en el sistema de transporte y distribución de gas a venta en el tramo Anaco –
José/Puerto de la Cruz. Tesis de Grado por Gonzáles Siulgreth.
*La carga en Kg/d de H2S se puede calcular como = 1,44 x caudal (MMSCMD) x
concentración H2S (ppmV ent).
Estas condiciones son muy comunes en baterías y normalmente las empresas
productoras resuelven esta contaminación mediante secuestrantes líquidos que
permanecen en la corriente y causan problemas de espumación en las plantas de dew
point.
40
Instrumentación del sistema.
La siguiente información detalla la mínima instrumentación requerida para la operación
confiable de los lechos:
Tabla 2.4 Instrumentación recomendada en el proceso Sulfatreat.
Ubicación en el Sistema Sulfatreat
Aguas arriba
de la
inyección
Ingreso al
Separador
Línea de Ingreso a la
Columna Sulfatreat
Ingreso a la
Columna de
Sulfatreat
Salida de la
columna de
Sulfatreat
Línea de
salida del
Proceso Elemento/Instrumento de Agua
PI- Indicador de Presión X X X TI- Indicador de
Temperatura X X X X
FIQ- Transmisor de
Flujo X
PM- Punto de Muestreo X X X X X X
DPI- Indicador de la
X X Presión Diferencial
Fuente: http://documents.mx/documents/endulzamientodegasnaturalconsulfatreat141.html p.9
Si la medición de presión diferencial se realiza entre colectores de entrada y salida,
incluirá la perdida de carga en los caudalímetros por lo cual no será una medida directa
de la caída de presión en los lechos. Es por ello que se debe instalar un DPI en cada
torre midiendo las presiones independientemente de la medición de caudal.
Requerimientos del sistema.
(a) Agua para purga: El método más apropiado para purgar el gas presente en el
recipiente, cuando se desea realizar un cambio de lecho, es inundarlo con agua
industrial desde el drenaje manteniendo el venteo abierto. Esto requiere un suministro
de agua para inundar la torre (de una por vez) y una conexión de purga para drenarla.
(b) Agua para cambio de lecho: El procedimiento de cambio de lecho se realiza con
agua a alta presión (30 Bar, 10 m3/h mínimo). El agua a presión se utiliza simplemente
para disgregar porciones compactas del lecho, tanto desde la boca de hombre superior
como desde la boca de hombre inferior. Para tal fin, se recomienda construir un sistema
de cañerías con válvulas de bloqueo manual, y puntos de conexión de mangueras
flexibles en las plataformas superior e inferior
41
3. PARTE EXPERIMENTAL.
3.1. COMPOSICIÓN DEL GAS
La composición del gas que actualmente recibe el proceso de endulzamiento con el
método de secuestrante líquido de H2S se describe en la tabla 3.1, y las propiedades del
mismo a condiciones estándar están indicadas en la tabla 3.2.
Tabla 3.1 Composición del gas antes del proceso de endulzamiento
GAS % Peso % MOLAR
N2 8,26 7,67
CH4 39,50 64,21
CO2 4,24 2,51
C2 8,65 7,50
H2O 0,00 0,00
C3 14,32 8,47
iC4 5,11 2,29
C4 7,10 3,19
iC5 5,16 1,87
C5 0,00 0,00
iC6 5,02 1,52
C6 1,49 0,45
iC7 1,10 0,29
H2S 0,04 0,03
TOTAL 100 100
Datos obtenidos de un análisis de cromatografía.
Tabla 3.2: Datos adicionales del gas
Viscosidad (cP) 0,01
Densidad relativa 0,899
Peso Molecular
(g/mol) 26,03
42
Tabla 3.3.Datos adicionales del H2S y SO2 a C.N (60°F y 1 atm)
GAS PM (g/mol) Densidad(Kg/m3)
H2S 34.08 1.997
SO2 64.06 3.057
3.2. INFORMACIÓN DEL MÉTODO ACTUAL DE ENDULZAMIENTO CON EL
SECUESTRANTE DE H2S.
3.2.1. Condiciones de proceso.
Las condiciones del proceso de endulzamiento de gas con el método de secuestrante de
H2S, están indicadas en la tabla 3.4, es importante hacer notar que el caudal de gas esta
dado a condiciones estándar, debido a que el medidor de flujo da el valor a estas
condiciones.
Tabla 3.4: Datos Operacionales del proceso.
3.2.2. Consumo de Secuestrante.
Para llevar a cabo el endulzamiento del gas con el método de secuestrante líquido se
necesita los volúmenes indicados en la tabla 3.5. El consumo de reactivo presentado en
esta tabla es del último año.
T gas (°F)-°C 80 - 26.6
Q gas (SCFD)-sm3/s-
SL/día 280000-0.0918-7928717.05
P sistema (psi) 50
Conc H2S IN (ppm) 300
Conc H2S OUT. (ppm) 10
Densidad gas (Kg/ m3) 0.899
gor 18
43
Tabla 3.5 Consumo mensual de Secuestrante
Mes Consumo (Gal/mes)
Enero 37
Febrero 34
Marzo 39
Abril -
Mayo 25
Junio 45
Julio -
Agosto 55
Septiembre 75
Octubre 35
Noviembre 45
Diciembre 70
TOTAL 460
PROMEDIO MENSUAL 46
PROMEDIO DIARIO 1,5
Durante los meses de Abril y Julio no se registran valores debido a pruebas con otro
secuestrante líquido.
De acuerdo a esta información para tratar 280000 SCFD, el consumo actual es de 1.5
Gal de secuestrante al día.
3.2.3. Vida Útil del reactivo
La columna que actualmente se dispone para el proceso de endulzamiento, dispone de
una capacidad de alojamiento del reactivo secuestrante de H2S de 15 Gal, de acuerdo al
dato de la tabla 3.5 que indica que se consume al día 1.5 Gal, obtendríamos que la vida
útil de la carga del reactivo en dicha columna sería de 10 días.
De acuerdo a lo anotado anteriormente en 180 días o 6 meses tendríamos que haber
cargado a la columna o batcheado 180/10 es decir aproximadamente 18 veces.
En el Diagrama 1, se visualiza como varía la concentración de entrada y salida del H2S
en la columna en función del número de días.
44
Diagrama 1. Conc. H2S de entrada y salida en función del tiempo
En el diagrama 1 se puede ver que el químico secuestrante se satura en período de 7 a
10 días, en donde las concentraciones de entrada y de salida se igualan.
Diagrama 2. Eficacia del proceso con Triazina en función del tiempo.
En el diagrama 2 se puede ver como la eficacia del proceso decrece en un período de
tiempo de 7 a 10 días, obteniendo una línea de tendencia de eficacia de menos del 50 %
durante la vida útil del reactivo.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
H2
S (p
pm
)
Dìas
H2S vs Tiempo
H2S (ppm) Ingreso H2S (ppm) Salida
7,1 3,7 0,0 0,0
97,4
88,9 90,4
76,9
50,0
33,3
14,8
3,8
92,6
70,0
61,1
53,6
38,5
23,1
0,0
96,4
87,0
77,4
65,5
54,8
42,9
24,1
14,5 9,1
3,7 0,0
100,0
y = 0,0181x + 44,25 R² = 2E-05
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
80,0
90,0
100,0
1 6 11 16 21 26 31
EFIC
AC
IA %
DIAS
TRATAMIENTO TIPO BATCH (15 GLS QUIMICO) 7:30
EFICACIA
Lineal (EFICACIA)
45
3.3. IDENTIFICACIÓN DE UN NUEVO PROCESO DE ENDULZAMIENTO.
Debido a las dificultades operacionales que causa los cambios frecuentes de la carga del
reactivo secuestrante de H2S y los riesgos a la salud que implica esta actividad, se trató
de visualizar un nuevo procedimiento de endulzamiento, que genere un tiempo de vida
útil más largo del reactivo además que el proceso de cambio de carga del mismo sea
llevado de una manera mucho más segura para la persona que opere este proceso.
Por lo indicado, y lo investigado en información bibliográfica, se detectó que para
realizar el proceso de endulzamiento de nuestro caudal de gas a las condiciones
operacionales que se señaló, un método muy fiable es el de endulzamiento con
Sulfatreat, un químico en estado sólido y que tiene las características y propiedades
señaladas en la tabla 3.6.
Tabla 3.6: Datos del Reactivo (Sulfatreat).
Densidad (Kg/m3) 1123.82
área específica
(m2/g) 95-120
Porosidad Lecho (ε) 0,4
PH 6,5-7,3
Solubilidad en H2O No
Tamaño (Dp) Malla 3/10
Esfericidad (Ф) 0.7
Inflamabilidad Ninguna
Con los datos operacionales se desea diseñar una columna que contenga el lecho de
Sulfatreat, como la indicada en la Fig 14. Cabe hacer notar que los caudales indicados
en el esquema, están transformados a condiciones de trabajo.
46
Fig. 13 Esquema del equipo de Endulzamiento con lecho de Sulfatreat.
Mezcla gaseosaF=5691,04 CFDXiH2S = 300 ppm
Gas hacia los heatersFs = 5689,39 CFD
XH2S = 10 ppm
Como se puede identificar en este esquema, los flujos de gas al igual que las
concentraciones de entrada y salida serán las mismas que maneja el proceso actual con
secuestrante líquido de H2S, sin embargo al diseñar una nueva columna con Sulfatreat,
se tendrá una columna mucho más eficaz, ya que por las características de este proceso
la concentración de salida del gas H2S incluso tiende a valores menores a los 10 ppm.
47
4. CÁLCULOS.
4.1. CÁLCULO DEL VOLUMEN A CONDICIONES DE TRABAJO DE GAS
QUE SE MANEJA.
De acuerdo a las condiciones de trabajo (tabla 3.4) consideramos la ecuación para gases
no ideales:
(14)
4.1.1. Cálculo del número de moles standard de gas al día.
Despejando de (14) se tiene.
En donde:
P= Presión a condiciones estándar (atm).
n= Numero de moles de la mezcla gaseosa a la entrada (mol/día).
V= Volumen de la mezcla gaseosa que se va a tratar (l/día).
R= Constante universal del gas ideal. 0.0821 l atm/mol K.
T= Temperatura absoluta a condiciones estándar K.
Z= Factor de Compresibilidad para condiciones standard (Z=1)
48
4.1.2. Cálculo del Volumen a condiciones de trabajo.
Ingresando los datos de la composición del gas de la tabla 3.1 y las condiciones de
operación de la tabla 3.4 en el programa simulador Aspen HYSYS 7.1, tenemos un
valor del factor de compresibilidad Z=0.9788, con el que realizaremos los cálculos a
condiciones de operación.
Despejando de (14), tenemos:
= 5691.04 CFD
4.2. CÁLCULO DEL CAUDAL MÁSICO DE LA CORRIENTE GASEOSA.
Aplicando factores de conversión con el PM de la tabla 3.3, tenemos.
*
ó 8709.2
Kg/día
4.3. CÁLCULO DE LA DENSIDAD DE LA CORRIENTE GASEOSA A
CONDICIONES DE OPERACIÓN.
Se tiene que:
49
ρ = 54.04 Kg/m3
Para el diseño que se desea conseguir partimos de un diámetro de torre asumido, que
está de acuerdo con las condiciones de espacio del lugar donde será colocada la
columna. Y realizamos los cálculos con datos a las condiciones de operación.
Ø columna = 1.3 m.
4.4. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN POR UNIDAD DE LONGITUD EN
EL LECHO.
Para este cálculo empleamos la ecuación de Ergun para lechos fijos, y Rep laminares o
turbulentos.
Para aplicar esta ecuación debemos tener todas las unidades en SI, por tanto
transformando las unidades de los datos a SI, tenemos el siguiente cuadro.
Tabla 4.1: Viscosidad del fluido y Diámetro del sólido.
Variable Valor Valor SI
µf(Viscosidad de fluido) 0.01 cP 0.00001 Pa*s
Dp (Diámetro de partícula) Malla 3/10 0.004 m
(15)
Dónde:
µf = Viscosidad de fluido, [Pa·s].
= Velocidad superficial de fluidización, [m/s].
Dp = Diámetro de la partícula, [m].
Ɛ = Porosidad, [adimensional].
ρf = Densidad del fluido, [kg/m3].
= Caída de presión, [Pa].
L= Longitud del lecho, [m].
Ф = Esfericidad de la partícula.
50
4.4.1. Cálculo de la velocidad superficial.
. (16)
4.4.2. Cálculo de la velocidad del gas dentro del lecho.
Para este cálculo se tiene en cuenta la porosidad del lecho.
Remplazando en (15) se tiene:
=1.51+0.62
= 2.13 Pa/m = 3.09 e-04 psi/m.
4.5. CÁLCULO DE LA CANTIDAD DE REACTIVO (SULFATREAT) NECESARIO
PARA EL PROCESO.
De acuerdo al dato del proveedor del reactivo, se necesita 9 Kg de SFT para remover 1
Kg de H2S.
51
4.5.1. Cálculo del volumen de H2S en la corriente de entrada.
Teniendo en cuenta que la concentración de entrada de H2S es 0.03% V, se tiene:
161.15 m3/día
100 % V
X 0.03% V
4.5.2. Cálculo del volumen de H2S en la corriente de salida.
De acuerdo al valor deseado de concentración a la salida (10 ppm-0.001%V) que se
desea obtener se tiene.
161.15 m3/día
100 % V
X 0.001% V
4.5.3. Cálculo del volumen de H2S que se debe remover de la corriente de ingreso.
QH2S rem =QH2Sin - QH2Sout (18)
52
QH2S rem = 0.0483
-1.612
QH2S rem = 0.0467
O lo que es lo mismo:
QH2S rem = 1.649 ft3
H2S/día
4.5.4. Cálculo de la cantidad de S que se debe remover en un día.
4.5.4.1. Cálculo de la cantidad de H2S que ingresa con la corriente de entrada.
Con el flujo másico obtenido en 4.2
De la tabla 3.1 se tiene que la fracción en peso del H2S es 0.04 %
Por tanto.
100 Kg Gas 0.04 % Kg H2S
8709.2 Kg Gas X Kg H2S.
X= 3.48 Kg de H2S/día.
4.5.4.2. Cálculo de la densidad del H2S a las condiciones de operación.
Del cálculo de 4.5.1 se tiene que el volumen de H2S en la corriente de entrada
es:
V H2S (IN) = 0.0483
de H2S.
De donde se tiene:
53
= 72.05 Kg/m3
4.5.5. Cálculo de la cantidad de H2S que se debe retener en el reactor.
Del cálculo de 4.5.3 se tiene que el volumen de H2S que se retiene en el reactor
es:
0.0467
de H2S
De donde se tiene:
Con la densidad del H2S calculada en 4.3.4.2 tenemos:
Sabemos que: M (peso molecular) de Azufre= 32.06 g/gmol
M de H2=2 g/gmol
M de H2S= 34.06 g/gmol
Por tanto la cantidad de Azufre (S) que se debe remover, o que debe ser retenida en el
reactor es:
3.36 Kg H2S
/día
4.5.6. Cálculo del Volumen de reactivo (Sulfatreat) necesario para el proceso.
Establecemos un periodo de tiempo de cambio del reactivo de 6 meses o 180 días,
entonces tememos que en un día se debe remover 3.36 Kg de H2S, para 180 días se
debería remover 604.8 Kg de H2S.
De acuerdo al dato del proveedor del reactivo, se necesita 9 Kg de SFT para remover 1
Kg de H2S.
54
Por simple relación directa tenemos que:
1.0 Kg H2S 9 Kg
Reactivo
604.8 Kg H2S X Kg Reactivo.
X= 5443.2 Kg Reactivo.
Con el dato de densidad aparente de la tabla 3.6 se tiene que:
V reactivo=
=
V reactivo = 4.84 m3
Es decir que para realizar cambio de la carga de reactivo con una frecuencia de 6 meses
deberíamos disponer de 4.84 m3
de Sulfatreat.
4.6. CÁLCULO DE LA ALTURA DEL LECHO.
Como inicialmente nos planteamos que el diámetro de nuestra torre seria de 1.8 m,
tenemos que la altura de lecho seria:
A
y
De donde:
(19)
Entonces:
4.7. CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN EN TODO EL LECHO.
Del cálculo realizado en 4.4 se tiene que:
=2.13 Pa/m =3.09 e
-04 psi/m.
55
Por tanto ΔP=2.13 Pa/m*3.64 m
ΔP=7.75 Pa=0.0011 psi
4.8. CÁLCULO DE LA ALTURA DE LA TORRE.
De acuerdo a recomendaciones del proveedor reactivo, se debería tener de 1 a 2 pies de
distancia desde el borde superior e inferior del lecho.
Tomaremos una distancia de 0.4 m tanto hacia la parte superior del lecho, como hacia la
parte inferior, que es donde ira el soporte del lecho.
Entonces la Altura de la torre seria:
Ht= 3.64 m + (0.4*2)m
Ht= 4.44 m.
4.9. CÁLCULO DE LA VELOCIDAD MÍNIMA DE FLUIDIZACIÓN.
Para la obtención de este valor aplicamos la Ecuación de Wen y Yu:
En donde:
= Número de Reynols de mínima Fluidización.
K1 y K2= Constantes de Wen y Yu, determinadas experimentalmente.
Ar = Número de Arquímedes.
Se sabe que:
Y
56
En donde:
umf = Velocidad de mínima fluidización.
ρ = Densidad del Gas.
dp= Diámetro de la partícula sólida.
ρs= Densidad aparente del sólido.
µ= Viscosidad del Gas.
g= aceleración de la gravedad.
Los valores de K1 y K2 que tomaremos en cuenta son los determinados por Chitester et
al. En 1984, que son los siguientes.
y
Despejando estos valores obtenemos que:
K1=23.04 y K2=1322.5
Reemplazando los datos en la Ec. 22, se Obtiene:
362651044
Reemplazando estos valores en la Ec. 20 (cuadrática).
Resolviendo el sistema obtenemos dos raíces :
Por lo tanto tomamos como valor el
De Ec (21) despejando obtenemos:
57
De donde:
Comparando este valor con el cálculo de velocidad superficial realizado en 4.3.1,
tenemos que:
0.0035<0.19 es decir
Este cálculo nos indica que en el caso de que se requiera inyectar el gas por la parte
inferior de la columna de endulzamiento, no existirá la posibilidad que el lecho sólido
llegue al estado de fluidización, ya que la velocidad del gas en la columna es muy
inferior a su similar de fluidización.
4.10. CÁLCULO DEL NÚMERO DE REP.
En donde:
Velocidad superficial del fluido. (m/s)
dp = Diámetro de la partícula.(m)
ρ = Densidad del gas. (Kg/m3)
ε = Porosidad del lecho.
µ = Viscosidad dinámica del gas. (Kg/m.s)
58
4.11. CÁLCULO ESTEQUIOMÉTRICO DE LA CONCENTRACIÓN MAXIMA DE
H2S REQUERIDA PARA LA COMBUSTION.
De acuerdo al Anexo 4, Emisión de GEI, AM 091 (Acuerdo Ministerial), se tiene un
LMP (Límite Máximo Permisible) de concentración de SO2 en calentadores de Gas de
30 ppm (mg/Nm3).
La reacción de combustión del H2S es:
2H2S + 3O2 2SO2 + 2H2O (24)
34.08 Kg/Kg-mol H2S 64.06 Kg /Kg-mol SO2
30 ppm SO2=0.003%
De donde el volumen de SO2 a condiciones normales es:
280000 SCFD 100%
X 0.003%
X = 8.4 SCFD H2S =0.238 Nm3/D H2S
Con los datos de PM y Densidad del SO2 y H2S de la tabla 8, y por relación de
estequiometria se tiene:
0.194 Nm3H2S/D = 6.851 SCFD H2S
De donde el porcentaje o ppm de H2S Máximo sería:
280000 SCFD H2S 100%
6.851 SCFD H2S X
X=0.00245% H2S o 24.5 ppm H2S.
59
5. RESULTADOS.
Partiendo del hecho que se tiene condiciones de operación fijas de nuestro proceso, tales
como caudal de gas, temperatura y presión del sistema de endulzamiento, los resultados
presentados en la Tabla 5.1, se basan en la asunción inicial de un diámetro de nuestra
torre de adsorción, el mismo que va de acuerdo a condiciones físicas o de espacio en
donde se situara la columna de endulzamiento.
Tabla 5.1: Cálculos de diseño a diferentes Ф de la torre de endulzamiento para un
tiempo de vida útil de Sulfatreat de 180 días
Del mismo modo que asumimos el diámetro de columna, podemos mantener constante
este diámetro e ir variando el periodo tiempo que debamos cambiar de lecho de
Sulfatreat de acuerdo a criterios operativos. Estos resultados se presentan a continuación
en la tabla 5.2.
D Torre
asumido
Ф (m)
Q gas
CFD
Q
Estándar
de gas
SCFD
H2S a
remover
(Kg/día)
v sup
gas
(m/s)
v gas en
lecho
(m/s)
H lecho
de
Sulfatreat
(m)
ΔP
Lecho
(psi)
No de
Reynolds de la
partícula (Rp)
Relación
H/Ф
1,2 5691,04 280000 3,36 0,0016 0,0041 4,27 0,0016 59,36 3,56
1,3 5691,04 280000 3,36 0,0014 0,0035 3,64 0,0011 50,60 2,80
1,4 5691,04 280000 3,36 0,0012 0,003 3,14 0,0008 43,61 2,24
1,5 5691,04 280000 3,36 0,0011 0,0026 2,73 0,0006 38,00 1,82
60
Tabla 5.2: Cálculos de diseño con diferentes períodos de vida útil del reactivo,
manteniendo constante el Ф de la torre de endulzamiento.
Para Ф Torre = 1,2 m
Periodo
para cambio
de lecho
(dias)
D Torre
asumido
Ф (m)
Q gas
CFD
Total de
H2S a
remover
(Kg)
Cantidad
de
reactivo
SFT(Kg)
v sup
gas
(m/s)
H lecho
de
Sulfatreat
(m)
ΔP
Lecho
(psi)
No de
Reynolds
de la
partícula
(Rp)
Relación
H/Ф
150 1,2 5691,04 504,0 4536 0,0016 3,56 0,0014 59,36 2,97
180 1,2 5691,04 604,8 5443 0,0016 4,27 0,0016 59,36 3,56
210 1,2 5691,04 705,6 6350 0,0016 4,98 0,0019 59,36 4,15
240 1,2 5691,04 806,4 7258 0,0016 5,70 0,0022 59,36 4,75
Para Ф Torre = 1,3 m
150 1,3 5691,04 504,0 4536 0,0014 3,03 0,0009 50,58 2,33
180 1,3 5691,04 604,8 5443 0,0014 3,64 0,0011 50,58 2,80
210 1,3 5691,04 705,6 6350 0,0014 4,25 0,0013 50,58 3,27
240 1,3 5691,04 806,4 7258 0,0014 4,85 0,0015 50,58 3,73
Para Ф Torre = 1,4 m
150 1,4 5691,04 504,0 4536 0,0012 2,62 0,0007 43,61 1,87
180 1,4 5691,04 604,8 5443 0,0012 3,14 0,0008 43,61 2,24
210 1,4 5691,04 705,6 6350 0,0012 3,66 0,0009 43,61 2,61
240 1,4 5691,04 806,4 7258 0,0012 4,18 0,0010 43,61 2,99
Para Ф Torre = 1,5 m
150 1,5 5691,04 504,0 4536 0,0011 2,28 0,0005 37,99 1,52
180 1,5 5691,04 604,8 5443 0,0011 2,73 0,0006 37,99 1,82
210 1,5 5691,04 705,6 6350 0,0011 3,18 0,0007 37,99 2,12
240 1,5 5691,04 806,4 7258 0,0011 3,64 0,0008 37,99 2,43
61
6. ANÁLISIS ECONÓMICO DEL METODO EXISTENTE Y EL MÉTODO
PROPUESTO DEL ENDULZAMIENTO DEL GAS.
6.1. COSTOS PARA EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON EL MÉTODO
CON SECUESTRANTE LÍQUIDO.
Tabla 6.1: Consumo y costo del reactivo durante el último año
Mes
Consumo
(Gal) Costo (USD)
Enero 37 789,58
Febrero 34 725,56
Marzo 39 832,26
Abril - -
Mayo 25 533,5
Junio 45 960,3
Julio - -
Agosto 55 1173,7
Septiembre 75 1600,5
Octubre 35 746,9
Noviembre 45 960,3
Diciembre 70 1493,8
TOTAL 460 9816,4
PROMEDIO
MENSUAL 46 981,64
El costo del galón del secuestrante está en un valor de 21.34 USD.
Durante los meses de Abril y Julio no se registran valores debido a pruebas con otro
secuestrante líquido.
6.1.1. Costo Proyectado para 2 años con el Reactivo líquido.
Para cumplir con el objetivo de lograr un gas con una concentración de al menos 25
ppm, que es el valor mínimo requerido para la combustión del H2S por norma
ambiental según el cálculo en 3.11 se debería cambiar el reactivo líquido a diario,
por lo que si esperamos una efectividad buena del proceso del secuestrante líquido,
necesitaríamos cargar 15 Gal diarios a la columna.
62
Tabla 6.2: Costo programado para dos años
Período de
funcionamiento (meses)
Volumen
necesario
(Gal)
Costo x
Galón (USD)
Costo
Total
(USD)
24 10800 21.34 230472
6.2. COSTOS PARA EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO MEDIANTE EL
MÉTODO SULFATREAT.
De acuerdo al análisis técnico el lecho de Sulfatreat se cambiará cada 6 meses, en cada
cambio se colocará 5443 Kg de reactivo.
Tabla 6.3: Costo para dos años del reactivo Sulfatreat
Período de
funcionamiento
(meses)
Cantidad de Ractivo
para 2 años (Kg)
Costo/Kg de
Reactivo
(USD/Kg)
Costo Total
del Reactivo
Costo por
mes (USD)
24 21772 2,672 58175 2424
Tabla 6.4: Costos de Inversión con el Método Sulfatreat
RUBRO COSTO
(USD)
Ingeniería (CI) 2000
Costo total equipos (CTE) 21000
Transporte de equipos 2000
Obras civiles 1200
Instalaciones auxiliares 800
Montaje de equipos 2000
Instalación y puesta en marcha 1500
Costos financieros de pre-inversión (5%
CTE)
700
COSTO TOTAL INVERSIÓN 31200
63
Tabla 6.5: Costos variables para dos años
RUBRO COSTO (USD)
Mantenimiento 1800
Renovación de Sulfatreat 58175 (4 cambios)
TOTAL COSTOS
VARIABLES
59975
COSTO TOTAL=$31200+$59975=$91175
64
7. DISCUSIÓN
El dimensionamiento de la columna de endulzamiento motivo de este trabajo de tesis, se
lo hizo apegado a las condiciones de trabajo del proceso, valiéndonos obviamente de la
información que poseemos a condiciones estándar y del factor de compresibilidad del
gas con ayuda del simulador Aspen HYSYS.
El método de cálculo esta únicamente basado en balances de materia en función de la
capacidad de retención de H2S que posee el reactivo Sulfatreat, de las condiciones de
entrada del gas y el requerimiento que se desea a la salida de la Columna.
Para obtener un mejor espectro de alternativas en cuanto al diseño se realizó cálculos
con variaciones del diámetro de la columna y variaciones del período del cambio del
reactivo Sulfatreat, y una vez analizados estos datos nos llevó a establecer el tamaño
óptimo en base a consideraciones implícitas al fenómeno de adsorción, tomando en
cuenta además las condiciones de espacio y de factibilidad de un buen mantenimiento y
limpieza de la misma, una vez que el reactivo cumpla su tiempo de vida útil.
Para llevar a cabo todo el cálculo es importante darnos cuenta que tanto los flujos
molares como másicos son independientes de las condiciones del proceso, es decir son
los mismos a condiciones estándar que a condiciones de trabajo, a diferencia del flujo
volumétrico cuyos valores a condiciones estándar son distintos de los de trabajo.
Adicionalmente, los cálculos están referidos a una condición de estado estacionario.
65
8. CONCLUSIONES
De acuerdo a los resultados de la concentración de H2S a la salida de la columna
con secuestrante líquido, se puede evidenciar que con este método no se tiene una
buena eficacia del proceso (Diagramas 1 y 2), ya que la concentración del H2S a la
salida va aumentando con el tiempo de vida útil del reactivo, es decir que no se llega
a obtener una concentración deseada constante. A diferencia, el método propuesto
no tiene esta desventaja, ya que en este la concentración de H2S a la salida será de
10 ppm, incluso inferior a este valo y la misma permanece constante durante todo el
tiempo de vida útil del lecho (Reactivo Sulfatreat), brindando certeza en el
requerimiento deseado de la concentración de H2S, ya que por Norma Ambiental
(Acuerdo Ministerial 091) se debería tener un valor máximo de SO2 de 30 ppm, lo
que implica que nuestro gas para la combustión debería tener una concentración
máxima de H2S de 25 ppm, y por salud ocupacional se toleraría un Límite de
Exposición Permitido de 20 ppm (durante una jornada laboral de 8h) de H2S de
acuerdo a la norma OSHA. Estos requerimientos no los garantiza el secuestrante
líquido en la forma que se maneja el actual proceso de endulzamiento.
De acuerdo a los cálculos se tiene una velocidad mínima de fluidización de 0.19
m/s, este parámetro es importante en el diseño, ya que a velocidades del gas
cercanas al valor señalado podría existir el riesgo de que el lecho comience un
proceso de fluidización (las partículas sólidas comienzan a moverse llegando a
quedar suspendidas en el fluido), sin embargo los valores calculados de velocidad
de gas presentados en este trabajo son muy inferiores respecto a este, lo cual indica
que el riesgo de fluidizar el lecho es nulo, en el caso que se requiera hacer fluir al
gas de abajo hacia arriba a través del lecho de Sufatreat.
A medida que se disminuye el diámetro de la columna, la relación H/Ф del lecho va
en aumento, al igual las pérdidas por presión en el lecho, esto se debe tomar en
cuenta en el momento del diseño, ya que se podrían ver afectados procesos
posteriores al endulzamiento cuando esta caída de presión es significativa, para
nuestro caso que escogimos 1.3 m de diámetro esta pérdida no es considerable (ΔP
=0.001 psi).
66
Las mejores condiciones de operación de la columna, se basa en algunos parámetros
como la relación H/Ф, misma que opera de una manera óptima en relaciones
cercanas a 3, por tanto desde este punto de vista el mejor diseño seria al trabajar con
una columna de 1.3 m de diámetro, una altura de lecho de 3.64 m.
Se escogió como tiempo de vida útil del Sulfatreat 180 días, por tanto este período
de tiempo, es una variable a manejar. Si queremos aumentar el período de vida útil
del lecho, implica tener un lecho de mayor volumen y por tanto una columna de
mayor tamaño, esto no es viable debido a la dificultad que se generaría en cuanto a
espacio, costos de la inversión inicial y dificultades que generarían el cambio de
lecho y el mantenimiento de una columna demasiado voluminosa para nuestro caso.
En cambio al querer disminuir el período de vida útil del lecho, desde luego hará
que tengamos un tamaño de columna más pequeño, con ventajas en cuanto a
espacio, mantenimiento e inversión inicial, pero con la gran desventaja de incurrir
en cambios de lecho con demasiada frecuencia, que es lo que precisamente no
deseamos.
Por lo señalado consideramos que un período de vida útil de 6 meses nos da un
tamaño de columna razonable (Ф=1.3m, H=4.44m, HLECHO=3.64 m).
El número de Reynolds de partícula (Rep) se ve incrementado al disminuir el
diámetro de la columna ya que aumenta la velocidad superficial en la misma, sin
embargo en todos los casos se mantiene dentro del rango de régimen de transición
(entre 20 a 1000). Para el diseño que hemos escogido como óptimo, se tiene que
Rep= 50.6, que es un régimen bastante moderado el cual facilitará el proceso de
endulzamiento.
Al establecer un análisis económico de ambos procesos de endulzamiento y realizar
una comparación para alcanzar resultados que se ajusten a las normativas
ambientales y salud ocupacional, los costos operativos programados para dos años
con el secuestrante líquido se elevan notablemente llegando a ser $230472, respecto
al Sulfatreat en el mismo período de tiempo, cuyo valor incluida la inversión inicial
sería de $91175. Esto asumiendo un cambio diario del secuestrante líquido debido a
su baja eficacia.
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Además de lo anotado, durante el período de vida útil de ambos reactivos el
promedio de eficiencia del secuestrante líquido es menor al 50 % como se puede ver
en el diagrama 2 y el del Sulfatreat es casi del 100 %, lo que indica que el proceso
con el secuestrante líquido es demasiado ineficiente y como se indica en el mismo
diagrama solo cumple el objetivo deseado hasta máximo un día después de renovado
el reactivo, y de ahí en más no se tiene continuidad en los resultados de
concentración de H2S deseados. Por tal motivo al demandar resultados certeros en
cuanto a la concentración de H2S la opción de lecho seco con Sulfatreat es la más
idónea.
Por lo señalado en 3.2.3, en donde se indica que para 180 días (que es el período de
vida útil del Sulfatreat) se debe batchear (llenar con reactivo nuevo la columna) el
secuestrante líquido aproximadamente 18 veces. Esto nos muestra la enorme ventaja
a nivel operacional que se tiene con el sistema de endulzamiento propuesto ya que el
operador de este sistema únicamente haría el cambio del reactivo una sola vez en 6
meses en lugar de 18 que es lo que viene realizando actualmente. Esto se traduce
también a que el mencionado operador reduce grandemente posibles accidentes y
daños a su salud que pueden causar estos continuos procesos de batcheo del
secuestrante líquido, además de evitar derrames en la realización de esta tarea, en
vista del alto riesgo a la salud que presenta este reactivo de acuerdo a las MSDS del
Anexo 2.
De acuerdo a la información del fabricante del reactivo Sulfatreat, se tiene la ventaja
de que los desechos del reactivo después de cumplir su vida útil, se los puede
disponer ya sea enterrándolos en una área específica sin causar daño alguno al
medio ambiente, incluso se lo puede disponer como abono, lo que muestra su lado
amigable con el medio ambiente. Todo lo contrario ocurre con el secuestrante
líquido cuya disposición no se debe realizar directamente al medio ambiente, sino
más bien enviarse estos desechos a pozos inyectores, con la gran desventaja que
estos desechos causan problemas de taponamientos de las líneas que lo conducen.
Esto genera trabajos adicionales de mantenimiento frecuente.
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9. RECOMENDACIONES.
Cuando se diseña una columna de endulzamiento no es conveniente tener un
diámetro grande, respecto a su altura, es decir que la relación H/Ф no debe ser
menor a 2, ya que la longitud de la zona de adsorción tiende a ser más cercana a la
altura del lecho, de esta manera no se utilizara la mayor parte de la capacidad de
adsorción del sólido hasta el punto de ruptura (punto en el cual se satura el reactivo).
Por este motivo, se tiende a que la columna sea más alargada sin exagerar ya que
columnas demasiado alargadas producen caídas de presión mayores que pueden
afectar a procesos aguas abajo del endulzamiento, también resulta incómodo la tarea
de limpieza, cambio de lecho y mantenimiento, incluso en este tipo de diseños se
puede llegar al punto de una fluidización del lecho. Por esto una relación H/Ф que
tienda a 3 resulta ser lo más aconsejable.
El requerimiento del método de endulzamiento propuesto requiere que el gas de
entrada posea saturación de vapor de agua, por lo que de ser necesario la
humidificación de la corriente de entrada, se la podría realizar, sin que esto implique
costos adicionales onerosos, ya que únicamente se puede hacer pasar por una zona
húmeda la corriente gaseosa, con el cuidado de que no exista presencia de agua
líquida en la corriente del gas de entrada a la columna de endulzamiento.
Es necesario contar con un proceso eficiente de endulzamiento de gas por las
múltiples desventajas citadas con el secuestrante líquido, además si tomamos en
cuenta que al no tener un proceso eficiente, los gases ácidos y en especial el H2S,
causa problemas serios de corrosión en las líneas y en los equipos que a la larga los
daños pueden resultar muy costosos. Por lo tanto se ve necesario el mejoramiento de
este proceso de endulzamiento al cambiar la columna de reactivo líquido a base de
Triazina, por una columna de lecho seco a base de Sulfatreat. Esto brindara al
proceso certeza y continuidad en resultados de concentración de H2S, además
evitara riesgos al a la salud del trabajador que opera este proceso y posibles daños al
medio ambiente
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GLOSARIO
CFD = Pies Cúbicos Día.
SCFD = Pies Cúbicos Estándar por Día.
MSCFD = Miles de Pies Cúbicos Estándar por Día.
MMSCFD = Millones de Pies Cúbicos Estándar por Día.
ppm = partes por millón.
MSDS= Materia Sheet Data Security o Hoja de Datos de Seguridad.
Sm3/s = Metros cúbicos estándar por segundo.
SL/D = Litros Estándar por Día.
MEA = Monoetanol Amina.
MDEA = Metil Dietanoamina.
Lb/Ft3 = Libra por Pie Cúbico.
SFT = Sulfatreat.
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CITAS BIBLIOGRÁFICAS.
(1) www.osha.gov/Publications/3300-10N-05-spanish-07-05-2007.html, Fecha de
Consulta 15 Julio 2015.
(2) http://lasaludfamiliar.com/caja-de-cerebro/conocimiento-45.html, Fecha de
Consulta; 22 Julio 2015.
(3) El Refino de Petróleo, Petróleo crudo, Productos petrolíferos, Esquemas de
fabricación, Jean Pierre Wauquier, Ediciones Dias Santos, Primera Edición, p.118
(4) https://www.murciasalud.es/recursos/.../114700-sulfuro_de_hidrogeno.pdf, Fecha de
Consulta 22; Julio 2015. p.2
(5) Endulzamiento de Gas, Documento de Universidad del Oriente de Venezuela,
Nucleo Monogas, Escuela de Ingeniería del Petroleo, Endulzamiento de Gas
Natural, Dr Fernando Pino Morales p.2.
(6) Evaluación de medios filtrantes para la reducción del sulfuro de hidrógeno en el
mejoramiento de la calidad del biogás, Proyecto de Grado presentado por el
Departamento de Ambiente y Desarrollo, Zamorano Honduras, Noviembre 2012,
p.3.
(7) http://www.lacomunidadpetrolera.com/sectores/energia-sectores/membranas/,
Fecha de Consulta; 26 Julio 2015
(8) dspace.uah.es/dspace/bitstream/10017/477/, Fecha de Consulta; 03 Agosto 2015.
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BIBLIOGRAFIA.
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Sweetening by Robert N. Maddox, Oklahoma.
2. PERRY, Robert y GREEN, Don. Chemical Engineers Handbook. Séptima
edición. Capítulo II. Mc Graw Hill. United States of América. 1999. 374p
3. CÁCERES, Luis F. El Gas Natural. Grupo SRL. Lima – Peru.
4. SPEIGHT, James G. Natural Gas - A Basic Handbook. Gulf Publishing
Company. Houston-Texas. 2007.
5. KIDNAY, Arthur y PARRISH, William. Fundamentals of Natural Gas
Processing. Taylor & Francis Group. United States of America. 2006.
6. YOUNGER, A. H. Natural Gas Processing Principles and Technology-Part II.
University of Calgary. 2004. 448p
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ANEXOS
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Anexo 1. MSDS DEL H2S de acuerdo a Organismos Internacionales.
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Anexo 2. MSDS H2S Treat (Secuestrante Líquido)
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Anexo 3. MSDS SULFATREAT.
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Biografía del Autor
El autor nació en la ciudad de Riobamba un 12 de Enero de 1977. Hijo del Lcdo.
Carlos Tacuri Rodríguez, Riobambeño y la Lcda. Martha Ayala Betancourt,
Guaneña.
Toda su infancia reside en el populoso barrio La Panadería (Barrio en el cual su
padre vivió toda su vida) hasta los 22 años, para luego trasladarse hacia el barrio
Fausto Molina donde reside actualmente. Sus estudios primarios los realiza en la
Escuela La Salle de los hermanos Cristianos, para luego continuar en el Colegio
de Jesuitas San Felipe Neri. En el mencionado Colegio obtiene su título de
bachiller en la especialidad Química y Biología, que le permite acceder a la
Carrera de Ingeniería Química en la Universidad Central para lo cual se traslada
a vivir en Quito. Después de cursar los 6 años de carrera obtiene su título de
Ingeniero Químico, algo que siempre lo anhelo y lo logró con ahínco.
Como parte de un contrato entre la Petrolera Agip Oil Ecuador y el CTT, Centro
de Transferencia de Tecnología ingresa a trabajar como analista de ensayos de
Laboratorio en dicha Compañía y 4 años después la indicada Compañía lo
contrata como Operador de Producción. Trabajando en distintas áreas de
procesos de la petrolera como en la parte de Pozos, Generación, Bombeo y
Procesos.
En mayo del 2015 su padre fallece en Riobamba, dejando un profundo vacío y
dolor en su corazón, por lo que decidió dedicar su trabajo de tesis de la Maestría
en Procesos Industriales en honor a su memoria,
Al momento continua laborando en dicha empresa y sigue viviendo en la ciudad
de Riobamba, cerca de su madre, de su hermano Carlos, y de sus tres sobrinas
Erica, Odalis y Karlita a quienes adora con el corazón.
