235473774-Acondicionamiento-de-Gas

Instituto Tecnológico Superior De Coatzacoalcos



Materia:
Conducción y manejo de hidrocarburos

Facilitador:
Guadalupe moreno cortes

Integrantes:
Arias Jiménez José Luis
González Hernández Edgardo Yael
Peña Antonio Isabel
Silva López Keyla
Serrano Camacho Víctor
Barbosa Arias Albino












Índice
4. Acondicionamiento de gas.
4.1 especificaciones para entrega de gas.
4.2 rectificadores de gas.
4.3 deshidratación de gas.
4.4 endulzamiento de gas.













4. ACONDICIONAMIENTO DE GAS

4.1 ESPECIFICACIONES PARA ENTREGA DE GAS
Normas Oficiales Mexicanas en Materia de Gas Natural y Gas 
Licuado de Petróleo. Secretaría de Energía. (SECRE)
NOM-001-SECRE-1997
Calidad del gas natural.
NOM-001-SECRE-2003
Calidad del gas natural (cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-1997, Calidad del gas natural)
NOM-EM-001-SECRE-2002
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible.
NOM-002-SECRE-2003
Instalaciones de aprovechamiento de gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-SECRE-1997, Instalaciones para el aprovechamiento de gas natural).
NOM-003-SECRE-2001
Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997 )
NOM-004-SECRE-1997
Gas natural licuado-instalaciones vehiculares.
NOM-005-SECRE-1997
Gas natural licuado-estaciones de servicio.
NOM-006-SECRE-1999
Odorización del gas natural.
NOM-007-SECRE-1999
Transporte de gas natural.
NOM-008-SECRE-1999
Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas. 
NOM-009-SECRE-2002
Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos.
NOM-010-SECRE-2002
Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio.
NOM-011-SECRE-2000
Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.
PROY-NOM-012-SECRE-2000
Transporte de gas L.P. por ductos; diseño, construcción, operación y mantenimiento.
NOM-013-SECRE-2004
Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural. (Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible).
Procedimiento para la evaluación de la conformidad con las normas NOM-001-SECRE-1999 
NOM-003-SECRE-1999
NOM-006-SECRE-1999
NOM-007-SECRE-1999
NOM-008-SECRE-1999

NOM-001-SEDG-1996
Plantas de almacenamiento para gas L.P. Diseño y construcción.
Aviso de cancelación del proyecto NOM-001/2-SEDG-1997
Plantas de almacenamiento para gas L.P. Sistema de protección por medio de envolvente termo-mecánica para tanques de almacenamiento. Diseño y construcción.
NOM-002-SEDG-1999
Bodegas de distribución de gas L.P. en recipientes portátiles. Diseño, construcción y operación. 
NOM-EM-004-SEDG-2002
Instalaciones de aprovechamiento de gas L.P. diseño y construcción.
PROY-NOM-004-SEDG-2003
Instalaciones de aprovechamiento de Gas L.P. Diseño y construcción .
NOM-004-SEDG-2004
Instalaciones de aprovechamiento de Gas L.P. Diseño y construcción.
NOM-005-SEDG-1999
Equipo de aprovechamiento de gas L.P. en vehículos automotores y motores estacionarios de combustión interna. Instalación y mantenimiento. 
NOM-EM-010-SEDG-1999
Norma oficial mexicana de emergencia, valoración de las condiciones de seguridad de los vehículos que transportan, suministran y distribuyen gas L.P., y medidas mínimas de seguridad que se deben observar durante su operación. 
NOM-010-SEDG-2000
Valoración de las condiciones de seguridad de los vehículos que transportan, suministran y distribuyen Gas L.P., y medidas mínimas de seguridad que se deben observar durante su operación.
NOM-011-SEDG-1999
Recipientes portátiles para contener gas L.P. no expuestos a calentamiento por medios artificiales. Fabricación.
NOM-011/1-SEDG-1999
Condiciones de seguridad de los recipientes portátiles para contener gas L.P., en uso.
NOM-EM-012/2-SEDG-2000 
Norma de Emergencia; Evaluación de espesores mediante medición ultrasónica usando el método de pulso-eco, para la verificación de recipientes tipo no portátil para contener Gas L.P., en uso.
NOM-012/1-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil. Requisitos generales para el diseño y fabricación.
NOM-012/2-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil, destinados a ser colocados a la intemperie en plantas de almacenamiento, estaciones de Gas L.P. para carburación e instalaciones de aprovechamiento. Fabricación 
NOM-012/3-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil, destinados a ser colocados a la intemperie en estaciones de Gas L.P. para carburación e instalaciones de aprovechamiento. Fabricación 
NOM-012/4-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil, para uso como depósito de combustible en motores de combustión interna. Fabricación 
NOM-012/5-SEDG-2003
Recipientes a presión para contener Gas L.P., tipo no portátil, destinados a vehículos para el transporte de Gas L.P. Fabricación.
PROY-NOM-013-SEDG-2001
Evaluación de espesores mediante medición ultrasónica usando el método de pulso-eco, para la verificación de recipientes tipo no portátil para contener Gas L.P., en uso.
NOM-EM-014-SEDG-2001
Evaluación de discontinuidades usando el método de líquidos penetrantes, para la verificación de recipientes tipo no portátil para contener gas L.P.
PROY-NOM-016-SEDG-2002
Recipientes portátiles para contener gas licuado de petróleo.- Válvulas.- Especificaciones y métodos de prueba.
NOM-016-SEDG-2003
Válvula utilizada en recipientes portátiles para contener gas licuado de petróleo.- Especificaciones y métodos de prueba
NOM-019-SEDG-2002
Aparatos domésticos para cocinar alimentos que utilizan gas L.P. o gas natural-Especificaciones y métodos de prueba.
NOM-020-SEDG-2003
Calentadores para agua que utilizan como combustible gas L.P. o natural, de uso doméstico y comercial. Requisitos de seguridad, métodos de prueba y marcado.
NOM-027-SEDG-1996
Norma oficial mexicana, controles primarios y controles programadores de seguridad contra falla de flama para quemadores de gas natural, gas L.P., diésel o combustóleo, con detección de flama por medios electrónicos (fotoceldas, fototubos o por detección de la ionización de la flama).








El rango de temperatura en la entrega de as natural en los sistemas de transporte, distribución y/o usuario es de 283.15 a 325.15°k El rango de temperatura en la entrega de as natural en los sistemas de transporte, distribución y/o usuario es de 283.15 a 325.15°k
El rango de temperatura en la entrega de as natural en los sistemas de transporte, distribución y/o usuario es de 283.15 a 325.15°k
El rango de temperatura en la entrega de as natural en los sistemas de transporte, distribución y/o usuario es de 283.15 a 325.15°k

4.2 RECTIFICADORES DE GAS
Concepto:
Es un dispositivo mecánico que permite absorber el gas en hidrocarburos más ligeros como el propano y butano para después llevarlos a una deshidratadora y quitarle todas las partículas de agua que tengan para posteriormente bombearlas a compresoras.
- Los rectificadores se colocan en la descarga del gas de primera y segunda etapa, a fin de retener los líquidos que pudiera llevar la corriente de gas que se envía a las compresoras o al quemador. Estos dispositivos también son horizontales; y a diferencia de los separadores convencionales, carecen de accesorios internos, aunque en algunos casos, están provistos con un extractor de niebla
Los equipos que se utilizan en el proceso de absorción de rectificación de gas son enfriador, absorvedor, bomba, rectificador, acumulador y condensador.



4.3 DESHIDRATACIÓN DE GAS

El gas natural es un energético que se extrae del subsuelo, es una mezcla de (gas /vapor. El gas natural, como está producido, contiene normalmente vapor de agua. El agua deberá ser removida a un punto típico de un contenido de 7 libras/MMPC para la mayoría de los sistemas de transmisión de gas, hacia un tan bajo como el parcial ppm de agua y puntos de condensación al menos de -150°F de un tratamiento aguas arriba de equipos criogénicos. La deshidratación efectiva, es el retiro del agua, o deshidratación, se realiza para prevenir la formación de hidrato (y como congelación potencial) o corrosión en la recolección de gas, sistema de transmisión o planta de tratamiento.
Hay varias opciones de proceso que pueden ser utilizadas para llevar a cabo la deshidratación. KOCKEN ofrece una variedad de estos procesos que consisten en los cinco básicos abajo:
Compresión a una presión superior con enfriamiento subsecuente y separación de las fases.
Mientras más alta sea la presión, menor será el contenido de vapor de agua saturado en lb/MMPC a una temperatura dada.
Enfriamiento debajo del punto de condensación inicial
Absorción con desecantes líquidos ( como glicol )
Adsorción con desecantes sólidos ( como tamiz molecular )
Absorción con delicuescentes sólidos ( como cloruro de calcio )
KOCKEN considera alguno y todas las combinaciones de los procesos de tecnología disponibles basados en una combinación de factores incluso:
Especificación del contenido de agua máxima
Contenido de agua inicial
Características del proceso
Disposición de la operación
Factores económicos

Compresión y enfriamiento con separación es una parte típica del sistema de producción / recolección de gas/y arreglos del proceso. Se aplica normalmente para una secante adicional de gas natural. Sin embargo, en algunos casos, este simple acercamiento puede ser suficiente para uso de campo de los sistemas de elevación de gas.
Enfriar debajo del punto de condensación inicial. Mientras más baja la temperatura, menor será el contenido de vapor de agua saturada en del gas. Este método requiere usualmente algunos medios de prevención de hidrato y es aplicado como Separación de Temperatura Baja. El glicol-etileno es usualmente utilizado para la temperatura más baja del LTS para la prevención de hidratos y la deshidratación simultánea del gas. Esta aproximación es combinada frecuentemente con inyecciones directas de glicol en la parte delantera de las plantas de refrigeración o plantas de absorción de escaso aceite. También han sido combinadas nuevas tecnologías de expansión con inyección directa para lograr la deshidratación.
La absorción de gas:
Es la disolución de una parte o toda una mezcla gaseosa en un líquido.
Absorción de agua con un desecante líquido. Éste usa usualmente uno de los glicoles, con contacto del gas y desecante en una columna de absorción a temperatura ambiente. También se aplica en combinación con el enfriado, a temperaturas ambiente más bajas. Es el proceso más aplicado, usado extensivamente en operaciones de producción y en varias refinerías y en plantas de operación química. Los gases naturales pueden ser deshidratados a 7lb/MMPC con sistemas estándares de regeneración utilizando TEG o DEG. Con la adición de gas atado a un regenerador de glicol, los contenidos de agua pueden alcanzarse a 1 o 2 lb/MMPC. Con el proceso mejorado de glicol como el proceso de KOCKEN Deshidratación Azetrópico, donde los componentes del glicol y el BTEX son utilizados para conducir bandas azeotrópicas para reducir el agua, en agua con escaso glicol a niveles muy bajos; se pueden alcanzar los contenidos de agua de gas a 0.025 lb/MMPC (1ppm).
Adsorción del agua con un desecante sólido. Los tamizes moleculares han encontrado una amplia aceptación en la industria de proceso de gas para la alimentación de plantas criogénicas de aplicaciones de condicionamiento y algunas aplicaciones de gas agrio con fórmulas de ataduras resistentes especiales al ácido.
Los sistemas delicuescentes pueden ser atractivos para volúmenes más pequeños, tal como un sistema de producción insolado o un combustible de gas. Los disecados delicuescentes están hechos de varias mezclas de sales de halogenuro alcalino por ejemplo: cloruro de calcio, y son naturalmente higroscópicos.


4.4 ENDULZAMIENTO DE GAS

El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que 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.
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.
La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente:
1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
ppm (V) = %(V)*104
Granos/100PCN = (5.1)
Miligramos/m³ = (5.2)
Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.
Un proceso de endulzamiento se puede decir, en general, que consta de cinco etapas
i) Endulzamiento. Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables.
ii) 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 que haya otros compuestos sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2).
iii) Recuperación del 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, aunque el azufre obtenido es de calidad aceptable, la mayoría de las veces, para comercializarlo.
iv) 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 H2S removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existirá si existe unidad recuperadora.
v) 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.
Tipos de procesos
Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con recobro de azufre y en otro sí. Las cinco categorías son:
- Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión.
- Absorción Física. La regeneración no requiere calor.
- Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración.
- Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a azufre.
- Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un sólido que tiene afinidad por los gases ácidos. Se conocen también como procesos de adsorción.
Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde el punto de vista de capacidad para quitar el H2S es su presión parcial y la figura 67 muestra el comportamiento.
Esquema General de un Proceso de Endulzamiento del Gas Natural Mostrando las Cinco Etapas del Proceso. Efectos Fisiológicos de la Concentración de H2S en el Aire (1).
Concentración en el Aire Efectos Fisiológicos
% (V) ppm (V) g/100 PCN mg/m³
0.000013 0.13 0.008 0.18 Olor perceptible y desagradable. Cuando la concentración es mayor de 4.6 ppm el olfato no la detecta.
0.001 10 0.63 14.41 Concentración máxima ambiental permitida por la OSHA*.
0.005 50 3.15 72.07 Pico máximo aceptable por encima del nivel aceptado por la OSHA, permitido durante 10 minutos en un intervalo de ocho horas.
0.01 100 6.3 144.14 Irritación de los ojos. Pérdida del sentido del olfato después de 3 a 15 minutos. Respiración alterada y dolor en los ojos después de 15 – 30 minutos, seguido por irritación de la garganta después de 1 h
0.02 200 12.59 288.06 Pérdida del olfato rápidamente. Lesiones en los ojos y garganta.
0.05 500 31.49 720.49 Mareos. Pérdida de la razón y el equilibrio. Problemas de respiración en pocos minutos. Las víctimas necesitan respiración artificial.
0.07 700 44.08 1008.55 Inconsciencia rápidamente. La víctima deja de respirar y muere si no es rescatada con prontitud, además requiere de respiración artificial.
0.10+ 1000+ 62.98+ 1440.98+ Inconsciencia inmediata. Daños permanentes en el cerebro o muerte a menos que la víctima sea rescatada rápidamente y reciba respiración artificial.
Procesos de absorción química
Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.
El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos ( bajas presiones y altas temperaturas).
Procesos con aminas
El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropanolamina (DIPA) y Metildietanolamina(MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas.
Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S
Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida (gas residual).
Procesos de Absorción Física
La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución.
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:
Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 LPC. Concentración de propano o más pesados baja. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos (No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S
Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua.

Procesos Híbridos
Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes,
Figura 68-.Diagrama del Proceso de Endulzamiento por Absorción con Agua.
Especialmente H2S, a valores bajos, y de los procesos físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración.
El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación.
Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.

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

Proceso Stretford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en él se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. La relación es una función del contenido de CO2 en el gas. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.
El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.
Ventajas del Proceso
Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos de 2PPM.
Proceso Selectivo no remueve CO2.
No requiere unidad recuperadora de azufre.
Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporación
El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.
Desventajas del Proceso
Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de manejo.
El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho.
Los químicos son costosos.
El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 LPCA.
Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es difícil.


Procedimiento Preliminar para Seleccionar un Proceso de Endulzamiento
Selección de Procesos Aplicables
Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso particular dado los procesos aplicables se reducen a 3 0 4 si se analizan los siguientes aspectos:
Especificaciones del gas residual
Composición del gas de entrada
Consideraciones del proceso
Disposición final del gas ácido
Costos
Especificaciones del gas residual.
Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizás el más, en el gas de salida.
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.