tratamiento de gas ok

EL GAS NATURALEL GAS NATURAL

FUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating CourseFUENTE: Morgan. Hydrocarbon Treating Course

EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: CONTAMINANTESCONTAMINANTES

ESQUEMAS DE PROCESO TIPICOESQUEMAS DE PROCESO TIPICO

Propano

Deshidratacion

Refrigeration(1 x 100%)

Condensado

Butano

Gas a ventas

Recobro LGN

REfrigeracion(1 x 100%)

Azufre

Offshore

Gas

Condensado

Compresion(2 x 50%)

DeshidratacionRecepcion Recobro de LGNRemocion de

gas acidoRempcion de

mercurio

Propano

Azufre solido

Gas a ventas

Onshore

GasButano

Compresion (2 x 50%)

Etano

Remocion de gas acido

Remocion de mercurio

Etano

EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONESESPECIFICACIONES

Componente Limite % molC1 Min 80,0C2 Máx. 12,0C3 Máx. 3,0

C4

InsaturadosMáx. 1,5 0,2

CO2 Máx. 8,5N2 Max 1,0H2 Max 0,1O2 Max 0,1CO Max 0,1

Comp en trazas UnidadH2S ppm 5-12

S (No odor.) ppm 28S (Odor.) ppm 36

Agua Lb/MM 7

Variable LimiteT rocío

Cricondentermico < Tamb máx. + 36 oF.

SG < 0,75

Presión < MAWP

T mínima > Trocio agua + 36 oF

> Trocio hidro + 36 oF

> T hidratos + 36 oFT maxima < 50 oC (122 oF)

< Tmax revestimiento

Wobbe 1179-1473

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

GAS DULCE: GAS NATURAL SIN GASES ACIDOS

GAS POBRE: GAS NATURAL CONSTITUIDO POR METANO SIN COMPONENTES LICUABLES (GPM)

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

GAS SECO: GAS SIN AGUA

GAS HUMEDO: GAS CON AGUA

EL GAS NATURAL: DENOMINACIONEL GAS NATURAL: DENOMINACION

TRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOSTRATAMIENTO DE GAS: OBJETIVOS

CUMPLIR ESPECIFICACIONES DE TRANSPORTE Y VENTA:

• ELIMINACION DE CO2 Y/O H2S, CONTAMINANTES

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

• PRESION Y TEMPERATURA DE ENTREGA

HASTA QUE NIVEL SE TRATA EL GAS?

Especificación Trans Canada Alberta South

Wester Coast

West Coast

Canadian West

Poder calorífico

mínimo (btu/pie3)950 975 1000 1000 950

Agua (lb/MMpie3)4 4 4 4

15 oF@500 psi

Pto Rocío (oF)15 OF @ 800 psi

15 oF @ 800 psi

Sin liquidosSin

liquidos15 oF @ 500

psiH2S (ppm)(grains/100

pie3) (16)(1) (4)(0,25) (4)(0,25) (16)(1) (16)(1)

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

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

Temperatura max (oF) 120 120 --- --- 120

Presión min (oF) 900 900 Varía Varia 500

EL GAS NATURAL: EL GAS NATURAL: ESPECIFICACIONESESPECIFICACIONES

USOS DEL GAS NATURALUSOS DEL GAS NATURAL

E & P GAS

RESIDENCIAL COMERCIAL INDUSTRIAL VEHICULOS ELECTRICIDAD

RESTAURANT

PRODUCCION DE POZOS

PROCESAMIENTO / EXTRACCION

LGN

GNLIMPORTACION

EXPORTACIONADICION

RETIROS

ALMACENAMIENTO

INYECCION PARA REC SECUNDARIA

EFECTOS DEL AGUAEFECTOS DEL AGUA

CORROSION …….

HIDRATOS ………

CAPACIDAD DE GASODUCTOS

CONGELAMIENTO

• SUSTANCIA CRISTALINA, PARECE “HIELO”, CONFORMADA POR MOLECULAS DE HC ATRAPADAS EN ESTRUCTURA DE MOLECULAS H2O.

PARA SU EXISTENCIA, HACE FALTA HIDROCARBUROS LIVIANOS, AGUA, ALTA PRESION Y BAJA TEMPERATURA

• A ALTA PRESION, PUEDEN COEXISTIR EN EQUILIBRIO A TEMPERATURAS SUPERIORES AL HIELO (18-20 oC)

EFECTOS DEL AGUA: HIDRATOSEFECTOS DEL AGUA: HIDRATOS

FUENTE: IFPFUENTE: IFP

REMOCION Y CONTROL DE REMOCION Y CONTROL DE AGUAAGUA

FUENTE: GPSA Enginnering Data BookFUENTE: GPSA Enginnering Data Book

T1THIDRATOS

TMIN QAGUA

XINHIBIDOR

INYECCION DE INHIBIDOR

1

2

CONTROL DE HIDRATOSCONTROL DE HIDRATOS

Gas Export

Glicol rico

Glicol pobre

Reboiler

Emisiones de hidrocarburo

Surge

Almacenamient de glicol

Paquete de regeneración de glicol

Cortesia Twister

DESHIDRATACIONDESHIDRATACION: GENERAL: GENERAL

TAMICES MOLECULARESTAMICES MOLECULARES

TEG CON REGENERACION TEG CON REGENERACION PROFUNDAPROFUNDA

TEG + TAMIZTEG + TAMIZ

INYECCION MEG/METANOLINYECCION MEG/METANOL

TEG CON REGENERACION TEG CON REGENERACION PROFUNDA PROFUNDA

TEG CON REGENERACION TEG CON REGENERACION CONVENCIONALCONVENCIONAL

INYECCION MEG/METANOLINYECCION MEG/METANOL

LC

LC

PC

LC

GAS HUMEDO

GAS SECO

GLICOL POBRE

GLICOL RICO

TANQUE FLASH

ACUMULADOR

REBOILER

VAPOR DE AGUA

DESHIDRATACIONDESHIDRATACION CON GLICOLCON GLICOL

CONDICIONES TIPICASCONDICIONES TIPICAS

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

Gas de entrada 60-100 (15,5-37,8) 300+ (21+)

Glicol al absorbedor 70-110 (21 – 43,3) 300+ (21+)

Succión Bomba TEG 170-200 (76,7 – 93,3) Atmosférica

Separador trifasico 120-180 (48,9 – 82,2) 35-45 (2,4 – 3,1)

Rehervidor 375-400 (190,5 – 204,5) 17 máx. (1,2 máx.)

Tope Regenerador 213 máx. (100 máx.) Atmosférico

DESHIDRATACION CON GLICOLDESHIDRATACION CON GLICOL

VENTAJAS: VENTAJAS: SIMPLESIMPLE

PROBADAPROBADA

BAJO CAPEXBAJO CAPEX

BAJO OPEXBAJO OPEX

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTECUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS:DESVENTAJAS: LIMITADO A Dew Point > -40 LIMITADO A Dew Point > -40 ooF (-40 F (-40 ooC)C)

CONTAMINACION DE SOLVENTE / PERDIDASCONTAMINACION DE SOLVENTE / PERDIDAS

ABSORCION DE AROMATICOS Y HABSORCION DE AROMATICOS Y H22SS

VENTEO A INCINERACIONVENTEO A INCINERACION

EGEG DEGDEG TEGTEG MetanolMetanol

CC22HH66OO22 CC44HH1010OO33 CC88HH1818OO55 CHCH33OHOH

Peso MolecularPeso Molecular 62,162,1 106,1106,1 150,2150,2 32,0432,04

T T ebulliciónebullición atm ( atm (ooF/F/ooC)C) 387 / 193387 / 193 476 / 245476 / 245 545 / 286545 / 286 148 / 64,5148 / 64,5

P P vaporvapor 77 77 ooF/ 25F/ 25ooC, mmHgC, mmHg 0,120,12 < 0,01< 0,01 < 0,01< 0,01 120120

SG @ 77 SG @ 77 ooF (25 F (25 ooC)C) 1,1101,110 1,1131,113 1,1191,119 0,7900,790

SG @ 140 SG @ 140 ooF (60 F (60 ooC)C) 1,0851,085 1,0881,088 1,0921,092

Freezing Point (Freezing Point (ooF / F / ooC)C) 8 / -138 / -13 17 / -817 / -8 19 / -719 / -7 -144 / -98-144 / -98

Visc @ 77 Visc @ 77 ooF (25 F (25 ooC), cPC), cP 16,516,5 28,228,2 37,337,3 0,520,52

Visc @ 140 Visc @ 140 ooF (60 F (60 ooC), cPC), cP 4,74,7 7,07,0 8,88,8

Cp @ 77 Cp @ 77 ooF (25 F (25 ooC),btu/lbC),btu/lbooFF 0,580,58 0,550,55 0,530,53 0,600,60

T T descomposicióndescomposición ( (ooF/F/ooC)C) 329 / 165329 / 165 328 / 164328 / 164 404 / 206404 / 206

LOS GLICOLESLOS GLICOLES

DESHIDRATACION CON TAMICESDESHIDRATACION CON TAMICES

GAS A DESHIDRATAR

GAS HUMEDO CALIENTEGAS DE REGENERACION

600 FABIERTA

CERRADA

Descripción Temperatura oF (oC) Presión psia (bar)

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

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

LOS TAMICES MOLECULARES: LOS TAMICES MOLECULARES: CONDICIONES TIPICASCONDICIONES TIPICAS

Duración ciclo absorción 8-24 horas

Duración ciclo calentamiento ½ ciclo de absorción

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

DESHIDRATACIONDESHIDRATACION CON TAMICESCON TAMICES

VENTAJAS: VENTAJAS: DEW POINT DEW POINT < -148 < -148 ooF (-100 F (-100 ooC)C)

NO ABSORBEN AROMATICOSNO ABSORBEN AROMATICOS

REMUEVE HREMUEVE H22O / HO / H22SS

NO HAY PERDIDAS DE SOLVENTENO HAY PERDIDAS DE SOLVENTE

CUMPLE ESPEC. TRANSPORTECUMPLE ESPEC. TRANSPORTE

DESVENTAJAS:DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEXALTO CAPEX / OPEX

DESECANTE SENSITIVO A HCDESECANTE SENSITIVO A HC

REMPLAZO PERIODICO REMPLAZO PERIODICO ≈ 5 A≈ 5 AÑOSÑOS

ALTA T ALTA T regeneraciónregeneración

ALTA CARGA ALTA CARGA regeneraciónregeneración

LOS TAMICES MOLECULARESLOS TAMICES MOLECULARES

Desecante Forma Densidad (lb/pie3)

Tamaño de particula

Contenido agua salida (ppm,p)

Alumina Gel Esférica 52 ¼” 5-10

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

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

Silica Gel Esférica 50 4-8 Mesh 5-10

Silica Gel Granular 45 3-8 Mesh 5-10

Tamiz molecularEsférica 42-45

4-8 Mesh

8-12 Mesh0,1

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

PROPIEDADES DE AGENTES DESECANTESPROPIEDADES DE AGENTES DESECANTES

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

EFECTO DE LOS GASES ACIDOSEFECTO DE LOS GASES ACIDOS

∀ H2S

TOXICIDAD

CORROSION (CON O SIN AGUA)

∀ CO2

CORROSION (CON AGUA)

DISMINUCION DE PODER CALORIFICO

CONGELAMIENTO

Perdida de PesoPerdida de Peso

SSCCSSCC

TOXICIDAD DE TOXICIDAD DE HH22SS

CONCENTRACION EN EL AIRE EFECTO

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

0,001 10 Limite máximo permitido exposición 8 horas

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

0,016 150 Parálisis olfativa casi instantánea

0,025 250 Exposición prolongada conduce a edema pulmonar

0,06 600 Perdida 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

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

• PPPP CO CO22 < 7 PSI: < 7 PSI: CORROSION BAJACORROSION BAJA

• 7 < P7 < PPP CO CO22 < 30 PSI: < 30 PSI: CORROSION MODERADACORROSION MODERADA

• PPPP CO CO22 > 30 PSI: > 30 PSI: CORROSION SEVERACORROSION SEVERA

COCO22 + H+ H22OO HH22COCO33 FeFe3 3 COCO2 2 + 2 H+ 2 H+++2e+2e--

+ Fe+ Fe

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / S / COCO22∀ LA ELIMINACION DE GASES ACIDOS ES

IMPERATIVA PARA GARANTIZAR LA

INTEGRIDAD DE LOS GASODUCTOS

∀ VARIOS PROCESOS

SOLVENTES QUIMICOS

SOLVENTES FISICOS

PROCESOS EN LECHO SOLIDO

CONVERSION DIRECTA

SECUESTRANTES

MEMBRANAS

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / S / COCO22

SOLVENTES QUIMICOS∀ AMINAS∀ BENFIELDTM Y CATACARBTM

SOLVENTES FISICOS∀ PROPILENO CARBONATO (FLUOR)∀ SELEXOLTM (UNION CARBIDE)∀ RECTISOLTM (LINDE AG)∀ SULFINOLTM (SHELL)

LECHOS SOLIDOSTAMICES MOLECULARES

ESPONJA DE HIERRO

SULFATREAT

OXIDO DE ZINC

CONVERSION DIRECTA∀ LOCATTM

∀ SULFEROXTM

SECUESTRANTES∀ TRIAZINASTM

∀ SULFA CHECKTM

∀ SULFA SCRUBTM

∀ OTROS

OTROSMEMBRANAS

DESTILACION EXTRACTIVA

HIBRIDO

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S / S / COCO22

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. físicos

(Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

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

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

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

SELECCIÓN DE PROCESOSSELECCIÓN DE PROCESOS

COS … Sulfuro de carbonilo

(*) … Denota mercaptanos

CS2 … Disulfuro de carbono

EMS … Etil metil sulfuro

DMDS … Dimetil disulfuro

> 20 Ton/día:

TRATAMIENTO CON AMINAS + RECOBRO DE AZUFRE

Entre 150 kg/d - 20 Ton/día:

REDUCCIÓN DE AZUFRE EN LECHO FIJO

< 150 kg/día:

SECUESTRANTES NO REGENERABLES

ELIMINACION DE HELIMINACION DE H22S: S: CRITERIOS CRITERIOS

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

Gas agrio

Gas Dulce

Amina Rica

Gas combustible

Gas ácido

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

HX amina rica/pobre

Bomba amina

Filtros

Enfriador de amina

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

Bomba reflujo

Tambor reflujo

Condensador reflujo

SOLVENTES QUIMICOS: SOLVENTES QUIMICOS: AMINASAMINAS

AguaSalBaseAcido +⇒+

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin 222 +⇒+⇒+

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin 222 +⇒+⇒+

∀ LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS

SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA

UTILIZACION PARA REMOCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

CALOR

CALOR

SOLVENTES QUIMICOS: SOLVENTES QUIMICOS: AMINASAMINAS

AMINAS PRIMARIAS: MEA, DGA

TERCIARIAS: MDEA SECUNDARIAS: DEA, DIPA

MAYOR REACTIVIDAD

MENOR SELECTIVIDAD

REQUIERE RECLAIMING

MAYOR REQUERIMIENTO ENERGETICO

CORROSIVO

ADECUADO PARA BAJA PRESION

DEA MUY UTILIZADA

20-50% SOLUCION

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO QUE MEA

NO REQUIERE RECLAIMING

INCREMENTO REACTIVIDAD

INCREMENTO SELECTIVIDAD

MENOR REACTIVIDAD

MAYOR SELECTIVIDAD

UTILIZADA PARA CO2 BULK REMOVAL

MENOR REQUERIMIENTO ENERGETICO

MONOETANOLAMINA (MEA)

DIETANOLAMINA (DEA)

DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

DIGLICOLAMINA (DGA)

METILDIETANOLAMINA (MDEA)

SOLVENTES QUIMICOS: SOLVENTES QUIMICOS: AMINASAMINAS

Amina MEA DEA DGA MDEAConcentración (% wt) 15-25 25-35 50-70 30-50

Carga gas ácido

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

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

Corrosividad (degradación) mayor < MEA < DEA menor

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

Absorción HC media media alta baja

Selectividad H2S no > MEA no alta

VENTAJAS: PROCESO CONOCIDO Y ABIERTO

AMPLIO RANGO (P , T) EN GAS DE ENTRADA Y SALIDA

REMUEVE CO2 / H2S A ESPECIFICACION A BAJA PRESION DE ENTRADA

DESVENTAJAS: ALTO CAPEX / OPEX

INTENSIVO EN ENERGIA

CORROSION

GAS DE COLA (H 2S) A DISPOSICION

ALTA CARGA regeneración

SOLVENTES QUIMICOS: SOLVENTES QUIMICOS: AMINASAMINAS

SOLVENTES FISICOSSOLVENTES FISICOS

Gas agrio

Gas Dulce

CO2

H2S

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

Enfriador

CO2

Tanque flash Gas

Despojamiento

Despojador H 2S

Solvente pobre

Solvente semi pobre

Calentador

VENTAJAS: MUY BAJO CONSUMO DE ENERGIA

REGENERACION A BAJA T

ECONOMICO PARA BULK REMOVAL

SELECTIVO AL H2S

REMUEVE COS, CS2

DESVENTAJAS: LIMITACION PARA BAJA PP GAS ACIDO (PP gas acido > 50 psi)

LIMITADO A BAJO % HC PESADOS

GAS DE COLA (H 2S) A DISPOSICION

NO SIEMPRE CUMPLE ESPECIFICACION

PROCESOS BAJO LICENCIAS

SOLVENTES FISICOSSOLVENTES FISICOS

TAMICES MOLECULARES:

∀ SIMILAR A DESHIDRATACION. UN LECHO

OPERANDO Y UNO EN REGENERACION.

GAS DE REGENER. A INCINERADOR O

PLANTA DE AZUFRE∀ PUEDE DESHIDRATAR Y REMOVER CO2

SIMULTANEAMENTE

LECHOS SOLIDOS: TAMICESLECHOS SOLIDOS: TAMICES

Gas de regeneración a antorcha

Gas dulce

Gas agrio

Lecho # 1

Lecho # 2

Calentador

LECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FELECHOS SOLIDOS: OXIDOS DE FE

Gas agrio

Gas dulce

Lecho base hierro

H2SLecho Fe o

Tamiz

Sulfuro de hierro

Económico para menos de 500 Kg/d de remoción

∀ESPONJA DE HIERRO: SELECTIVO A H2S EN

LECHO DE Fe O3. AL CONSUMIRSE, DEBE SER

CAMBIADO O REGENERADO CON AIRE (LA VIDA SE

ACORTA 60% EN REGENERACION). DESECHO CON

PELIGRO DE AUTOCOMBUSTION

∀SULFATREAT: SOLIDO ARENOSO RECUBIERTO

CON FeO3 PATENTADO. SELECTIVO A H2S. NO

AUTOCOMBUSTIONA. NO SE REGENERA.

∀OXIDO DE ZINC: LECHO SOLIDO DE OXIDO DE

ZINC

LECHOS SOLIDOSLECHOS SOLIDOS

RECUPERACION DE AZUFRERECUPERACION DE AZUFRE

Endulzamiento de gas (H2S)

Gas natural agrio

Gas de refinería agrio

Recuperación de Azufre SRU

Gas ácido a venteo o incineración

Regulaciones ambientales

De cola a venteo o incineración

Regulaciones ambientales

Tratamiento gas de cola

LA MAYOR PARTE DE LA PRODUCCION DE AZUFRE ES OBLIGADA Y NO POR NEGOCIO

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

REMOCION DE MERCURIOREMOCION DE MERCURIO

PEQUEÑAS CANTIDADES DE Hg SON MUY DAÑINAS EN LAS CAJAS FRIAS DE LOS PROCESOS CRIOGENICOS

• LA CONCENTRACION PERMISIBLE POR CORROSION ES 0,01 μg/m3 PARA EVITAR CORROSION

• LA CONCENTRACION PERMISIBLE AMBIENTAL ES 50 μg/m3 (5000 VECES MAYOR)

REMOCION DE MERCURIOREMOCION DE MERCURIO

Gas con Hg

Gas sin Hg

PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE PROCESO BASADO EN ALTA REACTIVIDAD ENTRE Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)Hg y COMPUESTOS AZUFRADOS (S)

ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ALTA EFICIENCIA DE REMOCION: CARBON ACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADAACTIVADO O ALUMINA IMPREGNADA

ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA ALTA CAPACIDAD DE RETENCION GARANTIZA LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)LARGA VIDA DEL CATALIZADOR (10000-15000 horas)

CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y CAPACIDAD INALTERADA POR CONDENSADOS Y AGUAAGUA

345 MM scfd 345 MM scfd → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO → 0,6 MMUS$ CAPEX INCLUYENDO CARGACARGA

PATENTES: (IFP) PATENTES: (IFP)

DISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMADISPOSICION DE CATALIZADOR: PROBLEMA