52346186 trabajo final de tratamiento de gas natural[1]

5/10/2018 52346186 Trabajo Final de Tratamiento de Gas Natural[1] - slidepdf.com

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UNIVERSIDAD DEL ZULIA

DIVISIÓN DE POSTGRADO

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE GAS

CATEDRA: TRATAMIENTO DE GAS NATURAL

Integrantes: Diaz Noely



Ferrer Daliana

García José

INDICE

INTRODUCCION...............................................................................................................21.ENDULZAMIENTO DE GAS.....................................................................................52.PROCESOS DE REMOCIÓN DE H2S Y CO2...........................................................8

2.1.Método de Selección del Proceso de Remoción de H2S y CO2............................92.2.Problemas Operacionales en el Tratamiento con Aminas...................................13

3.RECUPERACIÓN DE AZUFRE...............................................................................143.1.Catalizadores para Remoción de Azufre..............................................................173.2.Problemas Operacionales en las Unidades de Recuperación de Azufre..............18

4.PROCESOS DE TRATAMIENTO DE GAS DE COLA...........................................194.1.Reacción Claus Extendida en Lecho Sólido (Debajodel Punto de Rocío)....................................................................................................234.1.1.Proceso CBA (Cold Bed Adsorption CBA)......................................................24

4.1.2.Proceso Sulfreen...........................................................................................254.1.3.Proceso MCRC.............................................................................................27

4.2.Reacción Claus Extendida Catalizada en Fase Liquida.......................................284.2.1.Proceso ASR SULFOXIDE..........................................................................284.2.2.Proceso CLAUSPOL 300 (IFP)....................................................................28

4.3.Procesos de Oxidación del H2S a SO2 con Posterior Absorción y Reacción.....304.3.1.Proceso WELLMAN-LORD........................................................................30

4.4.Procesos de Reducción a H2S con Posterior Absorción y Reacción...................324.4.1.Proceso Claus Offgas Treating (Tratamiento del Gas de Salida Claus-SCOT). ..................................................................................................................324.4.2.Proceso BEAVON SULFUR REMOVAL PROCESS (BSRP)...................374.4.3.Proceso MODOP..........................................................................................39

4.5.Unidades de Tratamiento de Gas de Cola en Venezuela.....................................40BIBLIOGRAFIA...............................................................................................................47

INTRODUCCION

El endulzamiento del gas se hace con el fin de remover el H2S y el CO2

tanto de las corrientes de gas de refinería como las del gas natural.

2

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural

http://es.wikipedia.org/wiki/Gas_natural



El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de

agua forman ácidos, y un gas que posea estos dos contaminantes se conoce

como gas agrio. El ácido sulfúrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno,

tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es

separado del gas mediante varios procesos, es enviado a plantas recuperadoras

de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos

industriales (producción de pólvora o usos médicos).

Por otra parte, el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a

concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas

incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. Se

puede licuar fácilmente por compresión, sin embargo, cuando se enfría a presión

atmosférica se condensa como sólido en lugar de hacerlo como líquido. El

dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida

como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad

corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua.

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 remover el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

Los compuestos sulfurados (sulfuros de carbonilo y disulfuro de

carbono) tienen olores bastante desagradables y tienden a

concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas.

3



Por todo lo anteriormente expuesto la remoción de todos estos

compuestos “indeseables” es algo imperativo en los procesos, para lograr este

objetivo se requieren de un proceso de Endulzamiento de cual se puede decir,

en general, que consta de cuatro etapas:

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.

Regeneración. En esta etapa la sustancia que removió los gases

ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remuevelos 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).

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.

Tratamiento de gas de cola. El gas que sale de la unidad

recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H 2S removido

del gas y es necesario removerlo, dependiendo de la cantidad de H 2S

y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de

Tratamiento de gas de cola continua la remoción del H 2S bien sea

4



transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de

azufre. El gas de cola al salir de la unidad de tratamiento debe

contener solo entre el 1 y 0.3% del H2S removido. La unidad de

tratamiento del gas de cola solo existirá si existe la unidad

recuperadora de azufre.

Incineración. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del

gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H 2S 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.

La extracción de azufre del petróleo y del gas natural representa un

importante porcentaje del azufre que se consume en el mundo. El azufre se

utiliza en procesos y preparación de compuestos para muchas otras industrias:

química, metalúrgica, caucho sintético, agricultura (insecticidas, herbicidas y

fungicidas), pulpa y papel, farmacéutica y explosivos. En construcción de vías se

ha experimentado para utilizarlo como recubrimiento de carreteras.

1. ENDULZAMIENTO DE GAS

El proceso para la eliminación de compuestos ácidos (H2S) y CO2)

mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción -

agotamiento utilizando un solvente selectivo se conoce como Endulzamiento.

5



El ácido sulfúrico (H2S) se debe eliminar de las corrientes de gas por su

efecto toxico y corrosivo en presencia o no de agua y el Dióxido de Carbono

(CO2) por su efecto corrosivo en presencia de agua, por la disminución de poder

calorífico del gas y por que provoca congelamiento en las tuberías.

A continuación se puede ver el efecto que produce la concentración de

H2S en el aire:

CONCENTRACION EN EL AIREEFECTO

(%) ppm , v

0,00002 0,2 Olor perceptible y desagradable

0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas

0,01 100Dolores de cabeza, mareos, nauseas, vómitos, irritación de

ojos y garganta, parálisis olfativa en periodo de 3-15 minutos

0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea

0,025 250 Exposición prolongada conduce edema pulmonar

0,06 600Perdida de equilibrio y conocimiento. Parálisis respiratoria

entre 30-45 minutos de exposición

0,07 700 Parálisis respiratoria en pocos minutos de exposición

0,10 1000 Parálisis respiratoria instantánea y muerte

El CO2 dependiendo de las presiones de trabajo presenta un efecto de

corrosión en las tuberías de proceso. En presiones parciales menores a 7 psig la

corrosión que se presenta es baja, entre 7 y 30 psig la corrosión es moderada y

mayores a 30 psig la corrosión es severa. El CO2 en presencia del agua forma

acido carbónico, el cual reacciona con el hierro de la tubería formando Fe 3CO2,reduciendo el diámetro de las tuberías.

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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 remover el CO2 porque de lo contrario se solidifica.

Los compuestos sulfurados (sulfuros de carbonilo y disulfuro de carbono)

tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos

que se obtienen en las plantas de gas.

CO2

+ H 2O H

2CO

3 Fe3CO

2+2H

++2e

-

+ Fe

7



Efecto de la Corrosión del H2S y CO2 en las Tuberías

La mayor parte de la recuperación de azufre es requerida por

regulaciones ambiéntales y no como parte del negocio, y una de las causas es la

volatilidad del precio del azufre. La cadena de procesos para la eliminación de

H2S y CO2 se muestra a continuación:

2. PROCESOS DE REMOCIÓN DE H 2 S Y CO 2

Existen muchos procesos para la eliminación de H2S en gas natural y de

Refinería, y generalmente, la selección del proceso depende del nivel de H2S a

eliminarse y la velocidad de flujo del gas que va a tratarse entre ellos tenemos:

SOLVENTES QUIMICOS

8

Endulzamientode gas (H

2 S)

Gas natural

agrio

Gas de refineríaagrio

Recuperación de Azufre SRU

Gas ácido a venteo oincineración

Regulacionesambientales

De cola a venteo oincineración

Regulacionesambientales

Tratamiento gasde cola



♦ Aminas

♦ Benfieldtm y Catacarbtm

SOLVENTES FISICOS

♦

Propileno Carbonato (Fluor)♦ Selexoltm (Union Carbide)

♦ Rectisoltm (Linde Ag)

♦ Sulfinoltm (SHELL)

LECHOS SÓLIDOS

♦ Tamices Moleculares

♦ Esponja de Hierro

♦ Sulfatreat

♦ Oxido de Zinc

CONVERSION DIRECTA

♦ Locattm

♦ Sulferoxtm

SECUESTRANTES

♦ Triazinastm

♦ Sulfa Checktm

♦ Sulfa Scrubtm

♦ Otros

Otros

♦ Membranas

♦ Destilación Extractiva

2.1. Método de Selección del Proceso de Remoción de H 2 S y CO 2

Como el proceso depende del nivel de H2S a eliminarse y la velocidad de

flujo del gas que va a tratarse a continuación se presentan diferentes

métodos para su selección:

De acuerdo a la cantidad de H2S presente en la corriente de gas:

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♦ Mayor a 20 Ton/día: Tratamiento con Aminas + Recobro De Azufre

♦ Entre 150 kg/d - 20 Ton/día: Reducción de Azufre en Lecho

Fijo

♦ Menor a 150 kg/día: Secuestrantes no Regenerables.

De acuerdo a la cantidad de H2S presente en la corriente de gas y al flujo

de gas:

Región A (Cantidades Altas de Azufre): En esta región, generalmente se

favorece un proceso regenerable de Absorción / Desorcion del H2S unido

a un proceso de Claus para la conversión del H2S eliminado a azufre

elemental. Este proceso básico ha sido empleado y desarrollado durante

muchas décadas y se emplea bastante en el tratamiento de gas sulfuroso

en las plantas y refinerías de gas natural. Las unidades típicas de Claus

recuperan un 99.9% del azufre en el producto de alimentación; pero, ya

10

A

B

C

A +B

A +C



que se están estableciendo limites sobre las emisiones totales de azufre

en gases con un alto contenido del mismo, el limite de recuperación se

esta estableciendo al 99.99% y para esto se deben incorporar unidades

de purificación del gas de cola.

Región B (Cantidades Medias de Azufre): En este caso se emplean

procesos de oxidación / reducción para convertir el H2S a azufre a

temperatura ambiente en solución acuosa mediante la oxidación con un

metal de transición coma catalizador. El Ion metálico se reduce durante

este paso y se vuelve a oxidar durante la regeneración de la solución.

Algunos de estos procesos son muy selectivos del H2S en presencia deCO2, pero sufren la degradación gradual del agente oxidante y no son

adecuados para el tratamiento de los hidrocarburos líquidos. Las perdidas

de hidrocarburos son elevadas a alta presión y el proceso no puede

emplearse a temperaturas superiores a la temperatura ambiente. El gas

se satura con agua y podría ser necesaria una etapa adicional de secado.

Región C (Cantidades Bajas de Azufre): En esta región, el costo

financiero es relativamente reducido y la sencillez del los procesos pesan

más que el alto costo de operación por unidad de peso de azufre

eliminado.

De acuerdo a su facilidad de remoción:

Contaminante Aminas(DEA)

Solv. físicos(Selexol)

Solv. hibridos(Sulfinol)

Carb. Potasio(Benfield)

Tamicesmoleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

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

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

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

COS … Sulfuro de carbonilo (*) … denota mercaptanosCS2 … Disulfuro de carbono EMS… Etil metil sulfuroDMDS … Dimetil disulfuro

Uno de los procesos más importantes y mas utilizados para remover el

H2S y CO2 es el de absorción química con soluciones acuosas con

alcanolaminas. Este proceso consta de dos etapas:

Absorción de gases ácidos: Es la parte del proceso donde se llevaacabo la retención del ácido sulfúrico y el bióxido de carbono de una corriente de

gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina (DEA) a

baja temperatura y alta presión.

Regeneración de la solución absorbente: Es el complemento del

proceso donde se lleva acabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos

en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la

solución en el mismo proceso.

La química del proceso es la siguiente:

Entre las características del proceso se tiene que no convierte el H2S en

un producto inocuo, Produce una corriente concentrada de H2S, las aminas

tienen diferentes capacidades y selectividades, los principales problemas de

operación son la espuma, corrosión y degradación de la amina y adicionalmente

a este proceso se requiere de un proceso claus o de oxido / reducción para

eliminar el H2S.

12

AguaSal Base Acido +⇒+

a AS H O H a AdeSulfuroa AS H minminmin222+ → +⇒+

∆

a ACOO H a AdeCarbamatoa ACO minminmin222+ → +⇒+

∆



2.2. Problemas Operacionales en el Tratamiento con Aminas

Problema Operacional Causa Posible

Gas tratado fuera de

especificación

Cambio de la concentración de gases ácidos

(H2S, CO2) en la entrada

Alto contenido de productos de degradación de laamina

Gas tratado fuera deespecificación

Bajo flujo de solvente

Gas tratado fuera deespecificación

Baja concentración de amina en el solvente

Alta temperatura de la amina pobre

Baja temperatura del gas de entrada

Insuficiente regeneración de la amina

Daños en los internos del absorbedor

Formación de espuma Mal funcionamiento del separador de entrada

Presencia de sólidos en el solvente

Baja temperatura de la amina pobre

Presencia de productos de degradación

Problema Operacional Causa Posible

Formación de espuma Presencia de contaminantes arrastrados por elgas

No empleo de anti-espumantes

Pérdida excesiva desolvente

Mal funcionamiento del separador de salida

Alta velocidad del gas

Alta temperatura del regenerador

Fugas en el sistema

Alta temperatura del solvente

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Corrosión Alta concentración de amina

Alta concentración de gases ácidos

Alta presión en el tope del regenerador

Alto flujo del solvente

Presencia de productos de degradación, sales ocloruros

Inadecuada metalurgia

Contaminación y/odegradación del solvente

Mal funcionamiento del separador de entrada

Mal funcionamiento de los filtros

Alta temperatura del regenerador

Presencia de oxígeno (oxidación)

3. RECUPERACIÓN DE AZUFRE

En la recuperación de azufre se elimina el H2S de los gases ácidos y las

corrientes de hidrocarburos. El proceso Claus convierte el ácido H2S en azufre

elemental mediante reacciones térmicas y catalíticas.

14



Proceso de Absorción con AlcanoAminas

15

G a s d u l c e

L i m p i a d o r

L i m p i a d o r

T a n q u e d e f l a s h

B o m b a i m p u l s o r a

F i l t r o

I n t e r c a m b i a d o r

A m i n a r i c a

C o m b u s t i b l e

E n f r i a d o r

B o m b a

C o l u m n a d e s p o j a d o r a

C o n d e n s a d o r

G a s á c i d o

B o m b a d e r e f l u j

R e h e v i v i d o r

M e d i oc a l e n t a

C o n t a c t o r ( a d s o r b e d o r )

G a s A g r i o



Después de quemar el H2S en condiciones controladas, los

deshidratadores eliminan el agua y los hidrocarburos de las corrientes de carga

de gas, las cuales se exponen seguidamente al catalizador para recuperar

azufre adicional. El vapor de azufre de la combustión y la conversión secondensa y recupera.

Normalmente, los gases ácidos son procesados en una unidad Claus.

El proceso CLAUS está constituido por dos secciones: Sección Térmica y otra

Catalítica.

En la sección térmica, que posee un quemador con una cámara de

combustión y un WHB (waste heat boiler), un tercio del H 2S presente en la

corriente ácida combustiona en forma controlada con aire produciéndose la

siguiente reacción:

Esta reacción es altamente exotérmica y se logran temperaturas del orden

de 1200°C, Luego en el horno de reacción (WHB), el H 2S restante reacciona con

el SO2 de acuerdo a la reacción de equilibrio de Claus:

Esta reacción tiene una conversión aprox. del 60 - 70%. Sumando ambas

reacciones, la reacción neta es:

En esta sección térmica la conversión aumenta con la temperatura, por lo

que se querrá tener la temperatura más elevada posible para tener la máxima

conversión. El diseño de la cámara de combustión debe asegurar la oxidación

total del NH3 presente en la alimentación, dado que de lo contrario se formarían

aguas abajo sales amoniacales que obstruyen los catalizadores.

Los gases provenientes del horno se enfrían en el WHB generando vapor

de alta presión (HPS).

16

O H SOOS H 2222 23 +⇒+

S O H SOS H 3222222

+⇒+

S O H OS H 332

332222

+⇒+



Los gases enfriados del WHB se envían a un condensador que disminuye

la temperatura de la corriente a 160°C aprox., generando vapor de baja presión.

Esto produce la condensación del azufre formado, que se separa de la corriente

gaseosa antes que esta ingrese a la sección catalítica. En esta sección, se

continúa la reacción de Claus a menor temperatura con ayuda de un catalizador

de alúmina. Contrariamente a lo que ocurría en la sección térmica, en la zona de

bajas temperaturas, la conversión aumenta al reducirse la temperatura. Esto se

debe a la formación de otras especies de azufre (S6 y S8) distintas al S2 formado

en la sección térmica.

La temperatura de operación deberá entonces ser lo más baja posible

para maximizar la conversión de H2S pero lo suficientemente alta para tener una

velocidad de reacción elevada y para que no se produzca condensación del

azufre sobre el lecho catalítico. Normalmente la temperatura de entrada de los

gases al lecho catalítico es del orden de 200 a 230°C.

La sección catalítica consta normalmente de dos o tres etapas. A la salida

de cada etapa, se enfría la mezcla reaccionante para producir la separación por

condensación del azufre formado. De este modo se desplaza el equilibrio hacia

la mayor conversión Después se vuelve a calentar la mezcla, hasta la

temperatura de operación del lecho catalítico y se pasa a la etapa siguiente.

El Gas de Cola proveniente de la unidad de Claus todavía contiene una

cantidad de azufre que no permite su incineración sin exceder los límites

permitidos de SO2 en el efluente. Por este motivo deberá agregarse un

tratamiento posterior.

3.1. Catalizadores para Remoción de Azufre

Bauxita: Primeros en emplearse, Bajo costo.

Alúmina: Optimizada (macroporos, bajo Na2O, mínima sulfatación)

♦ Promovida: FeO/Fe2O3

TiO2

17



Conversión de COS/CS2

3.2. Problemas Operacionales en las Unidades de Recuperación de

Azufre

El principal problema operacional es la desactivación del catalizador, el

cual se desactiva por:

Hidrocarburos:

♦ Reacciones parásitas que compiten

♦ Formación de residuos de carbón

♦ Dilución (mantenimiento de la relación 2:1)

♦ Calidad del azufre

Sulfatación:

♦ Reacción parásita

♦ Promoción de la formación de SO3: Sulfatación, corrosión,

depósito de sales

Condensación del azufre:

♦ Bloqueo de poros

♦ Taponamientos

Cuando el lecho catalizado esta activo las reacciones de conversión se

realizan en los primeros metros del reactor, por lo que el incremento temperatura

18

222

2224

222

2224

2224

CS CO S 2CO

S2H CS 2S CH

OH COS SH CO

COS S CO

OH C/CO/CO O CH

H OH COS SO CH

+→+

+→+

+→+

→+

+→+

++→+

:O3H NO2 O5/22NH223

+→+



de temperatura es evidente en los primeros termopozos. Cuando comienza la

inactividad los primeros metros del lecho se inactivan y la reacción se desplaza

al final del reactor

4. PROCESOS DE TRATAMIENTO DE GAS DE COLA

El Gas de Cola es una mezcla de gases provenientes de las plantas

recuperadoras de azufre que contiene el remanente de compuestos de

azufre en forma de ácido sulfúrico (H 2 S), dióxido de azufre (SO 2 ), disulfuro

de carbonilo (COS), disulfuro de carbono (CS 2 ) y vapores de azufre que no

fue posible recuperar en el proceso y que debe ser sometido a un proceso

de oxidación térmica o equivalente para reducir su toxicidad.

Esta unidad procesa los gases de cola provenientes de las unidades de

recuperación de azufre. Este proceso consiste en el hidrotratado del gas de cola,

en un reactor donde se inyecta hidrógeno fresco, para transformar el dióxido de

azufre contenido en éste, nuevamente en sulfuro de hidrógeno.

19

Perfil de temperatura en el reactor °C

300

200

200 0 0,5 1

Buenestado

Malestado

Distancia desdeel tope del lecho



El gas de cola “limpio” pasa al incinerador, donde se realiza una emisión

controlada de SOx (dióxido de sulfuro).

20



Proceso Básico de Recuperación de Azufre CLAUS

21

Etapa térmica Etapas catalíticas Incinerador Chimenea

H2S

AIRE

H2O H2O

H2S + 3/2 O2 SO2 + H2O + ∆SO2 + 2H2S 3S + 2H2O + ∆

SO2 + 2H2S 3S + 2H2O + ∆

Combustible

Aire

Gas de Cola

S60%

H2OS

25%

H2OS

7%

SO2

10.000 ppm30.000 ppm

Rendimiento

→



Unidad de Recuperación de Azufre CLAUS Nº 1 en la Refinería de Amuay

22

B-901

VAPOR45LPCM

VAPOR60LPCM

GAS ÁCIDODE FMAY

GASAGRIO

DE SWAY

AGUAAGRIA

A SWAY

P-902

FILTRODE AIRE VAPOR

CONDENS.Tk-901

P-901A&B

AZUFRE AL TK-190 Y/OA LOS LAJADORES

F-902 GASCOMB.

INCINERADOR

VAPOR 145 LPCM

CONDENSADO

GAS DE DESECHO ALA ATMOSFERA

D-904

D-902D-901

E-904F-901

D-903

D-906

E-901

E-902

ECONOMIZADOR

SEPARADORESLÍQUIDO-GAS

HORNO ETAPADE COMBUSTIÓN

CONVERTIDORESETAPA DE CONVERSIÓN



Las regulaciones ambientales requieren un mínimo de porcentaje de

emisiones de SOx a la atmósfera. El estándar de diseño requerido esta referido a

un máximo de kg/hr de emisiones de SOx como promedio mensual o anual, estos

estándares requieren usualmente un analizador en línea en la estaca delincinerador.

Los procesos de recuperación de azufre (Claus más Unidad de

Tratamiento de Gas de Cola (TGCU)) pueden recuperar el 99,9% del azufre. La

incineración de gas de cola usualmente es seguida de un proceso Claus o una

combinación de estos para oxidar todo los componentes de azufre remanentes

en el gas de cola antes de su descarga final a la atmósfera.

La composición típica del gas de salida de la unidad de recuperación de

azufre (gas de cola) hacia la TGCU es la siguiente:

♦ 2 % H2S.

♦ 1 % SO2.

♦ Aprox. 600 ppm de COS y CS2.

Los procesos de TGCU mas comúnmente usados son los siguientes:

Reacciones continuas Claus como el CBA, MCRC y Sulfreen.

Algunas veces considerados una extensión o una integración al

proceso básico de Claus.

Reacciones de hidrogenación e hidrólisis seguidas por conversión

directa de azufre.

Procesos de hidrogenación e hidrólisis seguidos de absorción. El

ejemplo mas común es el proceso SCOT.

4.1. Reacción Claus Extendida en Lecho Sólido

(Debajo del Punto de Rocío)

Los Procesos de MCRC, CBA y sulfreen usan el principio de operar el

reactor claus tan frió como sea posible para mejorar la recuperación. El principio

23



de Le Châtelier ("si un sistema en equilibrio es perturbado, el sistema evoluciona

para contrarrestar dicha perturbación, llegando a un nuevo estado de equilibrio ")

es muy importante por que en la reacción claus, el azufre producido en la

reacción es removido (por condensación en el catalizador) los reactantes van a

reaccionar en mayor grado para reestablecer el equilibrio. Donde SL es el azufre

producto depositado en el catalizador.

La deposición de azufre ocurre en los poros del catalizador, por lo tanto el

flujo a través del lecho del catalizador no se obstruye y no se incrementa la

caída de presión. El catalizador de alumina tiene una gran macroporosidad, el

cual ha sido desarrollado para aumentar los tiempos en los ciclos de adsorción.

Las versiones de los procesos que trabajan por debajo del punto de roció, se

construyen con y sin sopladores de gas de regeneración, para circular el gas

caliente sobre el lecho cargado de azufre. Las válvulas on off y el soplador de

gas de regeneración presentan grandes problemas de mantenimiento debido la

corrosión por condensación. Los gases de venteo del incinerador típicamente

contienen entre 1000 y 2000 ppm de SO2.

4.1.1. Proceso CBA (Cold Bed Adsorption CBA)

El proceso de absorción de lecho frió Amoco, es una extensión del

proceso de reacción Claus a baja temperatura 127 y 148ºC. El azufre liquido

producido por la reacción Claus a baja temperatura condensa en el catalizador,

el cual eventualmente se carga de azufre perdiendo actividad. El lecho de

catalizador para ser regenerado sale de servicio y por intermedio de un juego de

válvulas el lecho es regenerado calentándolo con gas que proviene de los

vaporizadores de azufre. El azufre vaporizado es removido es los

condensadores. Una variación de este proceso utiliza los gases calientes del

primer reactor para regenerar el lecho del segundo reactor.

24

O H S SOS H L 222

232 +⇒+



Diagrama de Flujo Proceso CBA (Cold Bed Adsorption CBA)

4.1.2. Proceso Sulfreen

El proceso es básicamente llevado a cabo por la reacción Claus entre el

H2S y SO2 a bajas temperaturas (En el rango de 260º F - 320ºF). El proceso

original empleaba carbón vegetal activado como medio catalítico adsorbente,

pero este requería altas temperaturas (500 ºC) para la regeneración usando

nitrógeno. La versión actual del proceso Sulfreen emplea alúmina como

catalizador, con la cuál se requieren dos etapas:

Uso de gas de regeneración conteniendo vapor de agua para

rehidratar la alúmina durante el enfriamiento.

Inyección de gas al final de cada una de las regeneraciones para

remover los sulfatos del catalizador.

Las ventajas de la alúmina son las siguientes:

♦ Bajo costo.

♦ Mayor conversión.

25



♦ Menores costos de capital por las temperaturas mas bajas

requeridas para la regeneración (300ºC), el cuál permite el uso de

acero al carbono como material en vez de acero inoxidable.

♦

Menores costos de mantenimiento y operación.

♦ La operación es más sencilla.

El gas de cola de la unidad de Claus pasa a través de reactores en

paralelo que adsorben el H2S y SO2 y convierten los componentes de azufre en

azufre elemental el cual es retenido en el catalizador. Durante la regeneración el

gas de regeneración el recirculado hacia el lecho. El gas es enfriado en el

condensador y puede ser usado para generar vapor de baja presión y condensar

el azufre. Cuando la adsorción es completada, el lecho catalítico debe ser

enfriado antes de ser puesto en servicio de nuevo. El azufre producido por este

proceso se ha reportado por ser amarillo claro y con un 99.9 % de pureza.

Diagrama de Flujo PROCESO Sulfreen

26



4.1.3. Proceso MCRC

El proceso MCRC (Maximum Claus Recovery Concept) ha sido aplicado

en mas de 16 plantas en combinaciones Claus/MCRC con capacidades entre

13 y 525 ton/d. Las Plantas Claus existentes pueden ser modificadas para

operar con este proceso.

La versión de tres y cuatro convertidores pueden lograr una recuperación

de azufre entre 99.3 a 99.5%. Los costos para las plantas de tres y cuatro

convertidores son de 7% y 23% más que los costos asociados a la planta Claus

convencional de tres convertidores. Válvulas de tres vías son las características

del proceso MCRC.

Diagrama de Flujo Proceso MCRC

27



4.2. Reacción Claus Extendida Catalizada en Fase Liquida

4.2.1. Proceso ASR SULFOXIDE

EL proceso llamado Alberta Sulphur Research (ASR) fue descubierto para

remover los componentes de azufre del gas natural. Este emplea un sulfóxido

orgánico como líquido catalizador para llevar a cabo la reacción Claus.

El proceso trabaja a bajas concentraciones de H2S y SO2 arrastrado de la

unidad Claus. Una de las características más importantes del proceso es la

capacidad de convertir el Sulfuro de Carbonilo (COS) y Disulfuros de Carbono

(CS2) en Azufre y operando a temperatura ambiente. La recuperación de azufre

tiene alta pureza, color y calidad asociada con el azufre producido de los

métodos convencionales de procesamiento de gases ácidos.

La alimentación con un contenido de 2% H2S, 1% de SO2 y

aproximadamente 600 ppm de Sulfuro de carbonilo y Disulfuro de Carbono que

pueden ser tratados por el proceso para obtener concentraciones de 150 a 200

ppm de H2S y SO2 y 150 ppm de COS y CS2 en le gas tratado. El agua

producida en la reacción puede ser separada a temperaturas menores que el

sulfóxido y el azufre producido es separado como sólido.

4.2.2. Proceso CLAUSPOL 300 (IFP)

El proceso del Instituto Francés del Petróleo (IFP) es diseñado para

completar la reacción Claus entre el H2S y el SO2. La reacción es completada

por disolución la corriente de gas ácido en un solvente que contiene un

catalizador que forma un complejo activado con el H2S y SO2. La adición de este

proceso a una unidad Claus se alcanzan conversiones por encima del 99 % de

azufre.

El gas efluente de la unidad Claus con una temperatura alrededor de los

260 ºF es alimentado a la parte inferior de la columna empacada. El catalizador

solvente es introducido por el tope de la torre fluyendo en contracorriente en la

unidad de gas de cola. La reacción Claus es llevada a cabo en el solvente.

28



La solubilidad del azufre en el solvente es baja y es continuamente

removido de un colector desde la parte inferior del absorbedor. La temperatura

en la columna esta por encima del punto de fusión del azufre por lo que el

mismo es removido en forma liquida. Como la reacción Claus es exotérmica, el

control de temperatura de la columna es mantenido por la inyección de vapor

condensado en la corriente de solvente de reciclo. La temperatura del líquido se

mantiene entre 260 y 280 ºF.

Los sulfuros de carbonilo y disulfuros de carbono no reaccionan con el

catalizador IFP (Solvente). Por esta razón, concentraciones de COS y CS2

deben mantenerse en su mínimo a través de la operación. Aún más, la relación

H2S/SO2 debe ser cercana a 2.0. Esto es deseable en el proceso IFP porque el

H2S tiene ligeramente menor solubilidad en el solvente que el SO2.

El solvente generalmente empleado es Glicoles polialcalinos con un

catalizador seleccionado de varios sales metálicas del ácido carboxílico, álcalis y

alcalinos de la tierra. En adición a un glicol polialcalino, otros alcoholes, glicoles,

éteres de glicol y poliéteres de glicol pueden ser usados como solventes.

El azufre y el solvente presentan muy baja solubilidad entre ellos, por lo

que, la mayor parte del azufre se mantiene como una fase líquida pesada en el

fondo de la columna de absorción. Como el solvente tiene una baja presión de

vapor, las pérdidas por evaporación son bajas.

29



Diagrama de Flujo Proceso IFP

4.3.Procesos de Oxidación del H 2 S a SO 2 con Posterior Absorción y

Reacción

4.3.1. Proceso WELLMAN-LORD

Proceso diseñado para absorber el SO2 y disminuir la concentración de

SO2 en la corriente de gas efluente por debajo de 200 ppm. La absorción es

lograda a través del uso de una solución de sulfito de sodio. En la primera etapa

el SO2 y el sulfito de sodio reaccionan para formar bisulfito de sodio, según

ecuación siguiente:

Esta reacción es revertida aplicándole calor en la sección de

regeneración, donde el SO2 cambia a estado gaseoso. La temperatura de

regeneración es aproximadamente 120 ºF, y trabaja mejor a concentraciones de

bisulfito y presiones parciales de SO2 altas. Bajo estas condiciones la

vaporización de SO2 ocurre a una temperatura suficientemente baja para

mantener la vaporización del agua bajo límites económicos. Uno de los

30

323222 NaHSOO H SO NaSO ↔++



problemas inherentes en el sistema sulfito/bisulfito es que la presión parcial del

SO2 cae rápidamente con el incremento de la concentración de bisulfito lo que

causa pérdidas considerables de calor por la vaporización del agua. Este

proceso sobrelleva este problema tomando en cuenta la más baja solubilidad del

sulfito de sodio. La operación del cristalizador/evaporador asegura una alta

concentración de bisulfito en la etapa de regeneración.

En el proceso el gas rico en SO2 es introducido por la parte inferior del

absorbedor y asciende a través de la torre en contra corriente con la solución de

sulfito regenerada el cual entra por el plato superior del absorbedor. El gas que

entra debe estar saturado con vapor de agua para prevenir la cristalización del

sulfito/bisulfito debido a la vaporización del agua. La columna opera alrededor de

110 ºF.

La solución rica en bisulfito es bombeada desde el fondo del absorbedor

al cristalizador/evaporador el cual opera a aproximadamente 230 ºF y 1 Psig,

aproximadamente de 9 a 10 libras de vapor son requeridas por cada libra de SO 2

evaporada.

La mezcla es removida continuamente del evaporador/cristalizador y

llevada a un separador centrífugo. La solución madre de alcohol desde el

separador es enviada a un tanque y luego retornada al evaporador/cristalizador

mientras los cristales sólidos de sulfito de sodio son enviados al tanque de

disolución para luego ser devueltos al absorbedor. Los gases de salida del

evaporador/Cristalizador contienen solamente un 10% de SO2, como

consecuencia, el agua es condensada y retornada al sistema. Debe tenerse la

previsión de retirar la solución madre de alcohol porque puede generar

reacciones indeseadas y llevar a la formación de subproductos en el sistema. La

solución que es purgada es reemplazada por una solución de hidróxido de sodio

de reposición.

Los productos de SO2 de la planta pueden ser alimentados a una planta

de ácido sulfúrico o vendido como producto SO2 directamente. Esta planta

incrementará la recuperación de azufre desde 96% hasta 99.43%.

31



Diagrama de Flujo Proceso WELLMAN-LORD

4.4.Procesos de Reducción a H 2 S con Posterior Absorción y Reacción.

4.4.1. Proceso Claus Offgas Treating (Tratamiento del Gas de Salida

Claus-SCOT).

El proceso SCOT fue desarrollado por los laboratorios Royal Dutch de la

Shell en Holanda. Es uno de los procesos mas ampliamente empleados para la

limpieza del gas de cola en la industria del gas. Las unidades SCOT varían en

tamaño desde 4 t/d hasta por encima de 2100 t/d.

El proceso es confiable así como las plantas Claus modificadas, pero

sensible a cambios en composición del gas de cola, si el gas de cola de la planta

Claus contiene mucho SO2, la unidad SCOT podría tener dificultad a nivel

operacional.

Los beneficios del proceso SCOT son los siguientes:

♦ Es de fácil adaptación a una unidad Claus ya existente.

♦ Emplea equipos y tecnología muy familiares en los procesos.

♦ Fácil y flexible a nivel operacional.

♦ Elimina la contaminación del agua y aire.

32



♦ Alto grado de remoción de compuestos de azufre en un rango

amplio de condiciones de operación.

♦ Es considerado unos de los procesos más flexibles.

El proceso SCOT involucra tres etapas.

♦ Calentamiento y reducción.

♦ Enfriamiento súbito.

♦ Absorción de H2S, despojamiento y reciclo.

• Proceso SCOT

En la primera etapa, el gas de cola proveniente de la unidad Claus es

calentado hasta aprox. 300ºC y reacciona con hidrogeno (o un gas reductor)

sobre un catalizador de cobalto-molibdeno. Todos los compuestos de azufre

(SO2, S, COS, CS2, etc) son convertidos a H2S por las siguientes reacciones:

Hidrogenación:

Hidrólisis:

Estas reacciones son altamente exotérmicas, por lo que el gas sale a una

elevada temperatura la cual es llevada a la temperatura ambiente en una Torre

de lavado con agua en contracorriente. La etapa final es una absorción selectivadel H2S en una solución de una alcanoamina usualmente Metildietanonolamina

(MDEA). El gas de venteo del contactor SCOT, generalmente contiene menos de

100 ppmv de H2S, que normalmente es quemado antes de verterlo a la

atmósfera. La amina rica es despojada de manera convencional y la corriente

rica en H2S es recirculada de nuevo a la planta Claus. Típicamente, el solvente

33

S xH xH S X 22

→+

O H S H H SO2222

23 +→+

222 H COO H CO +→+

S H COO H COS 222

+→+

S H COO H CS 2222

22 +→+



también absorberá alrededor de 10-15% o menos del CO2 presente en el gas de

cola.

El proceso SCOT ha sido aplicado a plantas Claus con 2 y 3

convertidores. Todos los equipos pueden ser construidos de acero al carbono yel catalizador de reducción no es costoso y se estima que tiene una vida útil de 3

años. A continuación se muestra la integración entre la unidad de recuperación

de azufre y la unidad SCOT.

Diagrama de Flujo Proceso SCOT

34

Unidad de

Recuperación

de Azufre

CLAUS

Sección de

Reacción

SCOT

Contactor

SCOT

Incinerador

y Mechurrio

Vapor de

Alta Presión

Vapor de

Baja Presión

Gas Acido

Gas Acido

de Trat. de

Agua Acida

Azufre

LiquidoAire

Azufre

LiquidoAire

Gas

CombustibleAire

Gas

Combustible

Gas al

Mechurrio

Gas de

Cola

SCOT

Gas de

Cola

CLAUS

Reciclo de Gas de Acido

Vapor de

Baja Presión



• Problemas Operacionales

Los problemas en la unidad Claus aguas arriba puede causar problemas

mayores en la planta SCOT. Problemas en la unidad de aminas aguas arriba de

la unidad de recuperación de azufre pueden causar serios problemas en launidad SCOT.

Por ejemplo, si no se liberan los hidrocarburos en el tambor flash o en el

tambor de reflujo de la columna despojadora, los hidrocarburos líquidos pueden

ser llevados a la planta Claus. Esto consume oxigeno que causaría que la planta

Claus tenga deficiencia en la cantidad de oxigeno suplida por el aire. Lo que

conlleva a que el analizador del gas de cola compense esta deficiencia con un

incremento en el flujo de aire. Este incremento de flujo de aire causaría unaexcesiva producción de SO2, antes de que el analizador de gas de cola pueda

disminuir la relación de aire.

El exceso de SO2 durante ese intervalo puede ser tan grande que al llegar

a la etapa de enfriamiento súbito y se coloque en contacto con vapor de agua se

formaría ácido sulfúrico. Aún mas el SO2 podría pasar a través del lazo de

enfriamiento y llegar a la etapa de despojamiento del gas ácido y acelerar el

proceso de degradación de la solución de amina.

Para proveer un margen de seguridad se debe operar la unidad de

recuperacion de azufre (Claus) aguas arriba de la unidad de gas de cola con una

relación de 5:1 a 7:1 H2S:SO2, a través de una deficiencia en la cantidad de aire.

Esta relación tiene dos ventajas:

1. La magnitud en la producción de SO2 debida al arrastre de

hidrocarburos sería menor.

2. El catalizador Claus operaría en modo rejuvenecido por la

desviación en la reacción de sulfonación.

• Unidad RGG (Reducing Gas Generador)

Muchos de los problemas de la unidad SCOT son causados por la mala

operación de la unidad RGG. El quemador calienta el gas de cola a la

35



temperatura del reactor SCOT. El RGG produce H2 y CO por relación

estequiométrica del gas combustible (Alrededor de 75 a 80% del teórico).

Generalmente el H2 en la alimentación al reactor SCOT es menor a 2%. Mas del

2% de H2 viene asociado con excesivo CO el cual puede causar que los niveles

emitidos de CO en el incinerador sean excedidos. Si la cantidad de aire esta por

debajo del 70% del requerido, el CO sería producido; pero cantidades mayores

al 90% se mantendrá un exceso de aire que no reaccionaria, causando

problemas aguas abajo. El control de flujo de aire y la concentración de oxigeno

es muy importante en el proceso.

• El Reactor SCOT

Un catalizador de cobalto-molibdeno es el normalmente empleado, el cuales activo en su forma sulfurosa. El catalizador es presulfurado antes de la

instalación. Si es sulfurado en planta el catalizador debe siempre tener H2S

presente y no hidrógeno solo:

Las reacciones para la sulfuración del catalizador son:

Las dos últimas reacciones son indeseadas por una subsiguiente caresa

de oxigeno que puede causar sobre calentamiento del lecho y por ende, daño

mecánico al catalizador y al reactor.

Las reacciones de hidrólisis del COS no se llevarían a cabo hasta 100%.

Catalizador fresco produciría de 5 a 20 ppmv COS en el efluente del reactor. Las

condiciones del catalizador pueden ser monitoreadas por la medición de COS en

la corriente de tope de la columna quench. El CO es rutinariamente monitoreado.

El tiempo de vida útil del catalizador es mínimo de 3 a 4 años.

36

O H Mo H MoO233

33 +→+

O H Co H CoO22

+→+

O H MoS S H MoO2323

33 +→+

O H CoS S H CoO22

+→+



Las velocidades espaciales típicas son de 1500 a 2000 hr-1 y una

temperatura de entrada de 300ºC. Mayores temperaturas podrían ser empleadas

pero esto consumiría mayor cantidad de gas combustible y disminuiría la vida útil

del catalizador.

• La Columna de enfriamiento súbito

Los gases provenientes del reactor SCOT fluyen hacia un lazo cerrado de

agua donde son enfriados y el agua contenida en el condensa. Esta agua puede

ser rehusada en el proceso. El pH del agua de circulación del quench es

importante, ya que valores bajos de pH dan indicio de que cantidades

considerables de SO2 están ingresando al sistema, se controla añadiendo

hidróxido de sodio (NaOH).

• El Contactor SCOT

La selección del solvente es importante. El solvente debe ser

suficientemente reactivo para reducir las cantidades de H2S a niveles bajos

aceptables, así como también las cantidades de CO2 a una presión de operación

atmosférica. Generalmente es empleada MDEA como solvente base.

Alimentaciones múltiples pueden ser usadas en este contactor las y columnas

empacadas pueden ayudar a reducir la caída de presión. La solución rica es

bombeada al despojador debido a la baja presión de operación del contactor.

4.4.2. Proceso BEAVON SULFUR REMOVAL PROCESS (BSRP)

El proceso de remoción de azufre Beavon fue desarrollado por Ralph M.

Parsons Company y Union Oil Company de California. Este proceso es capaz de

remover el 99,9% de azufre en la corriente de gas acido, dejando menos de 250

ppm de azufre en el gas de cola de la unidad. El proceso consta de tres pasos:

1. Hidrogenación e hidrólisis de componentes de azufre a H2S en un

reactor de lecho catalizado de cobalto-molibdeno.

2. Enfriamiento de los gases provenientes del reactor.

37



3. Conversión del H2S en el gas de cola a azufre elemental usando el

proceso Stretford.

El gas de cola proveniente de la planta de azufre se mezcla con aire y gas

combustible (si es necesario) y se alimenta al reactor que contiene el catalizador de cobalto-molibdeno.

El reactor opera con una temperatura de 370 ºC para obtener una

conversión del 98 % del Sulfuro de Carbonilo a H2S. Los gases desde el reactor

se enfrían y entran a la unidad Stretford donde el H2S es convertido a azufre.

El proceso de BSRP se excede un poco de las regulación ambientales

para el venteo de SO2. Normalmente este proceso es considerado para la

modificación de grandes plantas con procesos claus.

Este proceso tiene las siguientes ventajas:

♦ Remueve COS en orden de 100 ppm.

♦ Generalmente aceptado por las autoridades cuando los

requerimientos de emisión de los gases son muy rigurosas

Entre las desventajas se incluyen:

♦ Produce un azufre de baja calidad.

♦ Los reactivos en la unidad stretford contienen vanadio y puede

causar problemas en la disposición de los desechos.

♦ Altos costos de operación y mantenimiento.

♦ La unidad stretford puede presentar problemas de operación.

38



Catalizador cobalto-molibdeno en una primera etapa y absorción con Aminas en

una segunda etapa.

Diagrama de Flujo Proceso Beavon

4.4.3. Proceso MODOP

El Proceso MODOP (Mobil Direct Oxidation Process) presenta

características muy similares al proceso SCOT con algunos rearreglos. La

primera planta fue puesta en servicio en las plantas NEAG en Voigten, al Nor-

Oeste de Alemania en 1983. Posteriormente se construyeron otras plantas en

Alabama, USA. La recuperación de la unidad Claus mas la MODOP están en el

rango del 99.5%.

El proceso consiste en las siguientes etapas:

Hidrogenación e Hidrólisis de los compuestos de azufre a H2S

sobre catalizadores de Níquel/Molibdeno o Cobalto/Molibdeno a

500 - 626 ºF.

Remoción del vapor de agua en sistema de enfriamiento.

Uno o dos reactores de oxidación directa del H2S.

39



Sobre un catalizador que contiene TiO2 a 340-390 ºF y una velocidad

espacial de 1500 hr-1.

Condensación del azufre en condensadores operando cercano al

punto de congelamiento del azufre a 250 ºF.

La razón de remover el agua en el reactor de oxidación directa es debido

al principio de equilibrio químico de “Le Chatilier”. De acuerdo a la reacción

antes descrita si se remueve tanta cantidad de agua que se pueda, el equilibrio

se inclinaría hacia la derecha, a la mayor producción de azufre elemental.

4.5. Unidades de Tratamiento de Gas de Cola en Venezuela

En el proceso de hidrotratamiento en las refinerías de Amuay y Cardón,

están diseñadas para que los gases ácidos provenientes de estas unidades

pasen a una unidad de amina. Esta unidad emplea la DIPA (Di-Isopropanol-

amina), los gases resultantes de esta unidad van a una Unidad de Recuperación

de azufre Claus.

Los Gases craqueados de las Unidades de Flexicoquización y

Coquización Retardada son tratados en una Unidad de Amina. Usualmente se

emplea DEA (Di-etanol-amina) y los gases resultantes de esta unidad van a una

Unidad de Recuperación de azufre Claus

40

O H S OS H 222

+→+



Comparación de Recuperación de Azufre con varios Procesos

Sistema de Recuperación Eficiencia de

Recuperación, %

Claus de dos Etapas con bypass en el sobrecalentamiento 90 – 94

Claus de dos Etapas con sobrecalentamiento indirecto 93 – 96.8

Claus de tres Etapas con sobrecalentamiento indirecto 95

Claus de dos Etapas (96%) con una Unidad CBA de TGCU 99+

Claus de dos Etapas (96%) con dos Unidades CBA de TGCU 99.5+

Claus de dos Etapas (95.5%) con una Unidad Sulfreen de TGCU 99+

Claus de dos Etapas (95%) con una Unidad IFP de TGCU 98.1 – 99.4

Unidad Claus (94%) con un Proceso SCOT de TGCU 99.9

Unidad Claus con un Proceso BEAVON de TGCU 99.9

Unidad Claus con un Proceso Welman-Lord de TGCU 99.9

.

41



42



43



44



45



46



BIBLIOGRAFIA

• Gas Conditioning and Processing. Volume 4. John M. Campbell

• El Pozo Ilustrado. PDVSA

• The Gas Processors Suppliers Association (GPSA).

• http://www.hydrocarbonprocessing.com/

• http://www.oilandgasnewsonline.com/

47

http://www.hydrocarbonprocessing.com/


http://www.oilandgasnewsonline.com/




52346186 trabajo final de tratamiento de gas natural[1]

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