903 HM120 P09 GUD 048 (Contaminantes Del Gas Natural)

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL FECHA

AGO. 08

OBJETO

Emisión Original

ELABORÓ Iniciales

REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

AA

ABA

ABA/GP

Este Documento Sustituye a la “Guía de Sobre los Contaminantes en el Gas Natural”, N° 903-P3100-P09-GUD-048, REV. 1 OCT. 06.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL Índice Página 1.  2.  3.  4.  5.  6.  7.  8.  8.1.  8.1.1.  8.1.2.  8.1.3.  8.1.4.  8.1.5.  8.2.  8.3.  8.3.1.  8.3.2.  8.3.3.  8.4.  8.5.  8.6.  8.7.  8.8.  9.  9.1.  9.2.  9.3.  9.4.  10. 

INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 3  OBJETIVOS ........................................................................................................... 3  USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ...................................................... 3  PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA .................................................................... 3  INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA................................................ 4  ACRÓNIMOS Y SIGLAS ........................................................................................ 4  DEFINICIONES GENERALES ............................................................................... 5  CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL ........................................................... 9  Agua ..................................................................................................................... 10  Corrosión Debido a la Presencia de Dióxido de Carbono..................................... 10  Corrosión Debido a la Presencia de Sulfuro de Hidrógeno .................................. 13  Formación de Hidratos ......................................................................................... 14  Procesos para la Deshidratación del Gas ............................................................. 14  Procesos para el Endulzamiento del Gas ............................................................. 18  Hidrocarburos Líquidos......................................................................................... 22  Compuestos de Azufre ......................................................................................... 30  Sulfuro de Hidrógeno (H2S) .................................................................................. 30  Sulfuro de Carbonilo (COS) .................................................................................. 31  Mercaptanos (RSH) .............................................................................................. 31  Dióxido de Carbono (CO2) .................................................................................... 32  Oxígeno (O2)......................................................................................................... 32  Hidrógeno (H2) y Monóxido de Carbono (CO) ...................................................... 32  Partículas Sólidas ................................................................................................. 32  Mercurio ................................................................................................................ 33  EJEMPLO DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS DE VENTA PARA TRANSPORTE EN GASODUCTOS .............................................................................................. 33  Composición ......................................................................................................... 33  Temperatura de Punto de Rocío de Hidrocarburos .............................................. 34  Densidad Relativa................................................................................................. 34  Metanol ................................................................................................................. 34  REFERENCIAS .................................................................................................... 35  ANEXO 1 – RESUMEN DE LOS PROCESOS DE TRATAMIENTO PARA ELIMINACIÓN DE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL ................... 36 

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL 1.

INTRODUCCIÓN El gas natural (asociado o no asociado) contiene contaminantes, los cuales son removidos para obtener una composición que cumpla con los parámetros de calidad requeridos para el uso del gas.

2.

OBJETIVOS El objetivo principal de este INEDON es suministrar información sobre:

3.

4.

•

Las definiciones generales que aplican al uso y tratamiento del gas natural.

•

Los contaminantes presentes en gas natural y sus efectos sobre los equipos, las líneas y las instalaciones en general.

•

Los procesos para la remoción de los contaminantes.

•

Un ejemplo de las especificaciones requeridas para la aceptación del gas de venta y para transporte en gasoductos.

USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA I.

Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II.

El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, leyes, etc.) nacional e internacional usada en el Proyecto. Así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la instalación.

PROCEDIMIENTOS DE INELECTRA Procedimientos para la gestión de la calidad relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010) 903-HM010-A90-TEC-003

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Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución 3 de 37

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL Gestión de la Calidad (HM060) 903-HM060-G09-ADM-914

Elaboración y Actualización de Instrucciones de Trabajo

Procesos (HM120) 903-P3100-P09-ADM-901 5.

Bases de Diseño

INSTRUCCIONES DE TRABAJO DE INELECTRA Instrucciones de trabajo relacionadas con este INEDON: Procesos (HM120)

6.

903-HM120-P09-GUD-013

Bases y Criterios de Diseño

903-HM120-P09-GUD-050

Guía sobre Compresibles

903-HM120-P09-GUD-054

Guía para la Selección de los Materiales de Construcción

903-P3100-P09-GUD-063

Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas

903-P3100-P09-GUD-067

Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico

903-P3100-P09-GUD-069

Guía para los Cálculos de Pérdida de Presión

903-P3100-P09-REF-059

Acondicionamiento de gas combustible en trenes de compresión

903-P3100-P09-REF-062

Estudio conceptual de alternativas para el acondicionamiento de gas de campos de producción localizados en el oriente de Venezuela

Flujo

Crítico

para

Fluidos

ACRÓNIMOS Y SIGLAS API

American Petroleum Institute

COVENIN

Comisión Venezolana de Normas Industriales

DEA

Dietanolamina

DEG

Dietileno glicol

DGA

Diglicolamina

GPSA

Gas Processors Suppliers Association

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inelectra documento normalizado

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7.

JT

Efecto Joule-Thomson

MDEA

Metildietanolamina

MEA

Monoetanolamina

MEG

Monoetileno glicol

NACE

National Association of Corrosion Engineers

PDVSA

Petróleos de Venezuela, S. A.

RSH

Mercaptanos

SSC

Sulfide Stress Cracking: Agrietamiento debido a la Corrosión por Tensión en Presencia de Sulfuro de Hidrógeno

TEA

Trietanolamina

TEG

Trietileno glicol

TREG

Tetraetilieno glicol

DEFINICIONES GENERALES Calor Total de Combustión o Poder Calorífico Total (Higher [Gross] Heating Value, HHV) Es el calor total obtenido de la combustión de un carburante a 15,56 °C (60 °F). El valor incluye el calor latente de vaporización del agua formada por la combustión del hidrógeno en el carburante. El HHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/Sm3 (BTU/Sft3), las unidades de volumen de gas son a condiciones estándar o normales. Calor Neto de Combustión o Poder Calorífico Neto (Lower [Net] Heating Value, LHV) Es el calor neto obtenido del calor total de combustión menos el calor latente de vaporización del agua formada por la combustión del hidrógeno en el carburante. El LHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/m3 (BTU/ft3), las unidades de volumen de gas son a condiciones estándar o normales. Condiciones Estándar y Normales (Standard, Normal Conditions) Presión y temperatura base para la especificación del volumen de gas y líquido, los valores típicos son:

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Presión absoluta

Condición Estándar Normal

1 atmósfera estándar

Temperatura

[bar]

[psi]

1,01325

14,6959

[°C]

[°F]

15,56

60,00

0,00

32,00

Las designaciones “S” para estándar y “N” para normal son de uso común en la industria. Ejemplos: SCF (Sft3), pie cúbico estándar; Nm3, metro cúbico normal. Las condiciones estándar o normales están definidas en las Bases de Diseño del Proyecto. Densidad Relativa (Relative Density) Véase la Gravedad Específica del Gas. Efecto o Expansión Joule-Thomson (Joule-Thomson Effect or Expansion) Cambio de la temperatura de un fluido, el cual ocurre cuando éste es expandido a entalpía constante desde una alta presión hasta otra más baja, se define como: ⎛ ∂T ⎞ ⎟ ⎝ ∂P ⎠ h

μJ = ⎜ μJ

es el coeficiente temperatura/presión.

Joule-Thomson

en

∂T

derivada de temperatura en unidad de temperatura.

∂P

derivada de presión en unidad de presión.

h

entalpía, constante en este caso.

unidades

de

Si el coeficiente es positivo, el fluido se enfría al expandirse y si es negativo, se calienta. El efecto es de enfriamiento para la mayoría de los gases, excepto el hidrógeno y el helio.

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Gas Ácido (Sour Gas) Gas que contiene cantidades no deseadas de CO2, H2S o RSH.

Gas Dulce (Sweet Gas) Gas que contiene cantidades por debajo del límite de CO2, H2S o RSH. También es el gas que se obtiene de la unidad de endulzamiento.

Gas Húmedo (Wet Gas) (1)

Gas que contiene agua o no ha sido deshidratado.

(2)

Término que equivale a un gas rico, es decir con cierta cantidad de hidrocarburos pesados y recuperables.

Gas Natural Asociado (Associated Natural Gas) Gas natural presente en reservorios de petróleo. El gas es extraído junto con el petróleo, luego separado y procesado.

Gas Natural No Asociado (Non-Associated Natural Gas) Gas natural extraído de reservorios donde no hay petróleo.

Gravedad Específica del Gas (Gas Specific Gravity) Relación entre la densidad del gas y la densidad del aire, ambas a las mismas condiciones de presión y temperatura:

SGG =

ρG , STD ρ AIRE , STD

Donde:

SGG

es la gravedad específica del gas (sin dimensión).

ρG,STD

es la densidad del gas a las condiciones estándar (o normales) de presión y temperatura en unidad de masa/volumen.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL ρAIRE,STD

es la densidad del aire a las condiciones estándar (o normales) de presión y temperatura en unidad de masa/volumen.

Según la ecuación anterior, SGAIRE = 1.

Línea (Line, Pipe) Con el objeto de generalizar este término, el INEDON usa el concepto de “línea” para los tubos, las tuberías, cañerías, los caños y ductos: conducto de forma cilíndrica por donde se transportan los fluidos de procesos (hidrocarburos, productos petroquímicos, etc.) o de servicios (agua, aire, gas combustible, gas inerte, etc.).

Número o Índice Wobbe (Wobbe Number or Index) Valor de medición de cuánto calor puede liberar un gas cuando es quemado. El Número Wobbe es calculado dividiendo el poder calorífico total (HHV) entre la raíz cuadrada de la gravedad específica del gas (SGG):

Wobbe =

HHV SGG

Donde:

Wobbe

es el índice de Woobe en unidades de energía/volumen estándar (por ejemplo, MJ/Sm3). En la bibliografía, se usa también el símbolo IW.

HHV

es el calor total de combustión en unidades de energía/masa (kJ/kg) o en unidades de energía entre volumen estándar (kJ/Sm3).

ρG,STD

es la densidad del gas a las condiciones estándar (o normales) de presión y temperatura en unidad de masa/volumen.

Punto de Rocío de Hidrocarburo (Hydrocarbon Dew Point) Temperatura a una presión definida, o la presión a una temperatura definida, a la cual el gas está saturado con hidrocarburos pesados. La disminución de la temperatura o el aumento de la presión originan la condensación de compuestos pesados.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL Punto de Rocío del Agua (Water Dew Point) Temperatura a una presión definida, o la presión a una temperatura definida, a la cual el gas está saturado con agua. La disminución de la temperatura o el aumento de la presión originan la formación de agua libre.

Unidades de Medición de Presión El SI establece que las unidades de presión no llevan la letra “a” para valores absolutos ni “g” para valores manométricos. Actualmente, los estándares estadounidenses también están comenzando a usar el SI, especialmente cuando son estándares idénticos para la ISO. El SI indica que la palabra “presión” es calificada apropiadamente. Ejemplo: presión absoluta de 10 kPa. Sin embargo, este INEDON aún emplea las unidades barg, bara, psia, psig, etc. hasta que el uso del SI esté más generalizado. 8.

CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

Hidrocarburos líquidos Agua

Dióxido de carbono

Compuestos de azufre

Hidrógeno y Monóxido de carbono Oxígeno

Presencia de CO2

Sulfuro de hidrógeno

Presencia de H 2S

Sulfuro de carbonilo

Deshidratación del gas*

Mercaptanos

Endulzamiento del gas*

Mercurio

Partículas sólidas

* Procesos de tratamiento

Figura 1. Esquema con los contaminantes del gas natural y los procesos de tratamiento descritos en este INEDON. 903-HM120-P09-GUD-048.DOCX/26/08/2008/AA/pa

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8.1.

Agua El agua contenida en el gas natural en estado de vapor puede tener dos orígenes: A)

Debido a la presencia de agua libre en los reservorios de hidrocarburos. A las condiciones del reservorio (presión y temperatura), el gas natural siempre está saturado con agua.

B)

Debido a la contaminación accidental. Por ejemplo, la evaporación de agua que no ha sido removida correctamente de un equipo o una línea después de una prueba hidrostática.

El agua presente en el gas en estado de vapor no representa ningún problema mientras que la concentración permanezca por debajo de los niveles de saturación (punto de rocío del agua). De lo contrario, se genera agua libre, la cual causa problemas de corrosión y posibles problemas debidos a la formación de hidratos. Los puntos propicios para la condensación de agua son donde ocurre una disminución de la temperatura, por ejemplo las válvulas reductoras de presión, válvulas de estrangulación de flujo (en inglés: choke valves), tramos largos de las líneas y cruces de ríos. 8.1.1.

Corrosión Debido a la Presencia de Dióxido de Carbono El agua libre combinada con CO2 presente en el fluido del proceso, forma ácido carbónico (H2CO3): CO2 + H2O → H2CO3 El ácido carbónico causa la reducción del pH (corrosión dulce) del agua, la cual es muy corrosiva para el acero de las líneas y de los equipos. Adicionalmente, el ácido carbónico ataca el hierro formando bicarbonato de hierro, el cual es soluble en agua. Bajo ciertas circunstancias, el ácido carbónico puede conllevar a la formación de agujeros en las líneas en poco tiempo, meses o incluso semanas. La presión parcial de CO2 (PCO2) se determina de la siguiente manera:

PCO2 = Presión total [unidad de presión absoluta] × Fracción molar de CO2

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Ejemplo: Un reservorio con una presión de 241 bara (3500 psia) y un gas con contenido molar CO2 de 2 %, tiene una presión parcial de CO2 = 241 bara (3500 psia) × 0,02 = 4,82 bara (70 psia). La presión parcial de CO2 es usada como referencia para predecir la corrosión. Los límites usados normalmente son:

PCO2 > 2,07 bara (30 psia)

A) B)

2,07 bara (30 psia)

C)

≥ PCO2 ≥ 0,21 bara (3 psia)

PCO2 < 0,21 bara (3 psia)

indica usualmente una condición de corrosión indica que puede existir corrosión se considera no corrosivo

El agua salada usualmente producida en los pozos contiene minerales disueltos y los límites indicados anteriormente no aplican siempre. Sin embargo, la corrosión está casi siempre presente cuando hay altos contenidos de CO2. Por tal motivo, la aproximación a través de la presión parcial es una buena referencia. La NACE ha realizado publicaciones en donde se indica cómo determinar la velocidad de corrosión debido a la presencia de CO2; para gases saturados con agua por medio de la ecuación De Waard-Millams [3]. Es de resaltar que en algunos foros de ingeniera se ha informado que la ecuación tiende a sobre estimar la velocidad de corrosión de 30 % a 50 %; por tal motivo, la ecuación es usada con buen criterio de diseño: log(Vcorr ) = 5,8 −

1710 + 0,67 ⋅ log( PCO 2 ) 273 + T

Donde: log(Vcorr) es el logaritmo en base 10 de la velocidad de corrosión [mm/año];

T

es la temperatura del gas [°C];

PCO2

es la presión parcial absoluta de CO2 [bara].

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El valor calculado de Vcorr puede permitir estimar la vida útil de una línea cuando se compara con el valor de corrosión permitida, este último valor equivale usualmente a un año de operación. Otro modelo para calcular la corrosión por CO2 está descrito en el NORSOK STD M-506 [8], el cual es ampliamente usado en la industria. La Unidad de Procesos tiene disponible la información bibliográfica sobre los modelos de Waard 93 [3] y NORSOK M-506 [8]. La Figura 2 muestra tres modelos de predicción para la corrosión por CO2 evaluado en conjunto con OLGA® [9] (programa de simulación de flujo multifásico de Scandpower Petroleum Technology AS). El uso de los modelos de corrosión en conjunto con simulaciones de modelos con flujo multifásico considera variaciones de presión, temperatura, patrones de flujo, velocidad del líquido, contenido de agua, etc. Los modelos permiten predecir los lugares de mayor riesgo. Consulte el INEDON “Dimensionamiento de Líneas de Transporte con Flujo Multifásico”, N° 903-P3100-P09-GUD-067, para más información sobre el programa de simulación OLGA®.

Velocidad de corrosión [mm/año]

12 de Waard 93 8

de Waard 95

4

0

NORSOK M-506 Distancia

Figura 2. Modelos de corrosión por CO2 aplicados en OLGA® [9].

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8.1.2.

Corrosión Debido a la Presencia de Sulfuro de Hidrógeno Un caso especial del agrietamiento debido a la corrosión por tención (SCC, por las siglas en inglés) es producido por el H2S; el cual contenido en el fluido del proceso no afecta las instalaciones desde el punto de vista de corrosión; pero se convierte en un elemento muy corrosivo en presencia de agua libre. La severidad de la corrosión puede aumentar si el gas contiene oxígeno o dióxido de carbono. En general, gases con una relación de contenido de H2S/CO2 alta, son menos corrosivos que gases con una relación del contenido de H2S/CO2 baja. El mecanismo general de la corrosión por H2S se puede simplificar de la siguiente manera: H2S + Fe + H2O → FeSx + 2H2 De la misma forma que el hierro es usado en este ejemplo, reaccionan otros metales y producen sulfuros metálicos. El sulfuro de hierro producido durante la reacción, generalmente, se adhiere a las paredes internas de las líneas y de los equipos como un polvo negro o escama. Las escamas tienden a causar los siguientes fenómenos: •

Una aceleración local de la corrosión debido a que el sulfuro de hierro es catódico con el acero.

•

Las escamas se adhieren a la pared de la línea, brindando cierta protección a más corrosión; pero, eventualmente, es desplazado por efectos erosivos, exponiendo el metal “fresco” a más corrosión.

Adicionalmente, el hidrógeno formado en la reacción anterior, penetra en el acero donde es absorbido produciendo una fragilización del acero lo cual puede producir fracturas del mismo. Si el fluido del proceso es un gas o contiene gas, el NACE MR0175 [7] muestra los límites para determinar si un gas contiene suficiente H2S para ocasionar una SSC, en base a la presión parcial de H2S (PH2S):

PH2S = Presión total [unidad de presión absoluta] × Fracción molar de H2S Ejemplo: Un reservorio con una presión de 689 bara (10 000 psia) y un gas con un contenido molar de H2S de 10 %, tiene una presión parcial de H2S = 689 bara (10 000 psia) × 0,1 = 68,95 bara (1000 psia). El valor de PH2S, en combinación con el pH in situ, puede ser usado en la Figura 1 del NACE MR0175 [7] para la 903-HM120-P09-GUD-048.DOCX/26/08/2008/AA/pa

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL determinación de la severidad del SSC de acero al carbono y aceros de baja aleación, la Figura 3 de este INEDON es solo informativa. Es importante resaltar que el NACE MR0175 [7] tiene dos maneras para calcular la presión parcial del H2S; una cuando existe una fase gaseosa y otra cuando solo existe la fase de líquido, esta última considera la presión de punto de burbuja para obtener el contenido de H2S que coexistiría en una fase gaseosa en equilibrio con el líquido. Consulte el NACE MR0175 [7] para más detalles. 0,3 kPa (0,05 psi)

6,5

1 5,5 pH in situ

0 2

4,5

3 3,5

2,5

0,1

1

10

100

1000

Presión parcial de H2S [kPa]

Figura 3. Regiones de severidad de la SSC por H2S (adaptado de [7]). La región 0, normalmente, no requiere precauciones en la selección del material. 8.1.3.

Formación de Hidratos El INEDON “Lineamientos para la Evaluación de los Hidratos de Gas”, N° 903P3100-P09-GUD-063, contiene la información sobre la formación de los hidratos de gas natural.

8.1.4.

Procesos para la Deshidratación del Gas Los problemas de corrosión descritos anteriormente se pueden evitar removiendo el vapor de agua contenido en el gas o eliminando el contaminante.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL A continuación, se listan varios procesos de remoción de agua o deshidratación del gas. A)

Sistemas de Deshidratación con Glicol: Los sistemas de deshidratación de gas con glicol son muy usados por la simplicidad de la operación y el mantenimiento. Los tipos de glicol usados pueden ser dietileno glicol (DEG), trietileno glicol (TEG) y tetraetileno glicol (TREG), pero el TEG es el más común. El proceso está basado en la absorción del vapor de agua por medio del glicol, generalmente en una columna de contacto. El glicol rico (con alto contenido de agua) es enviado a una unidad de regeneración para su reutilización como glicol pobre (con bajo contenido de agua). La Figura 4 muestra el esquema típico de una unidad de glicol. Actualmente existen procesos mejorados de regeneración de glicol, como el DRIZZO® [4], [5], COLDFINGER® [5], CLEANOL+® [5], DRIGAS® [4], ECOTEG® [4], etc. Para más información consultar las Referencias [4] y [5].

B)

Deshidratación con desecantes sólidos: La deshidratación con desecantes sólidos es generalmente más costosa de operar que los sistemas con glicol; pero es muy usado cuando se requiere un secado del gas para su uso en plantas que operan a temperaturas criogénicas. La Figura 5 muestra un esquema típico con regeneración del desecante. Los desecantes comerciales puedes ser: •

Geles de alúmina o silicatos.

•

Alúmina proveniente de óxido de aluminio.

•

Tamices moleculares constituidos por silicatos de aluminio.

Al igual que el glicol, los desecantes sólidos indicados anteriormente son regenerables. En plantas con operación a temperaturas criogénicas, es frecuente encontrar una deshidratación primaria con glicol, para luego emplear desecantes sólidos. Esta combinación permite disminuir el tamaño y/o cantidad de los equipos, y también los costos, en la sección con desecantes sólidos. 903-HM120-P09-GUD-048.DOCX/26/08/2008/AA/pa

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Gas Seco Enfriador de glicol pobre (aire o agua)

Vapor de Agua

Gas Húmedo Regenerador (Rehervidor) de Glicol

Columna Contactora

Líquidos en el gas Tambor de almacenamiento

Intercambiadores de Glicol Rico/Pobre

Gas para despojamiento

Sección de Despojamiento

Gas expandido Tambor de Expansión Filtros

Descripción del proceso: El gas húmedo entra a la Columna Contactora, en donde hace contacto con el glicol pobre, el cual absorbe el vapor de agua del gas. El gas seco deja la Columna Contactora por el tope. El glicol rico (en agua e hidrocarburos disueltos) pasa de la columna hacia un condensador de reflujo ubicado en la chimenea del Regenerador de Glicol y de allí hacia el Intercambiador de Glicol Rico/Pobre, usualmente los dos intercambiadores mostrados en el esquema se encuentran integrados. El glicol rico precalentado entra al Tambor de Expansión para liberar hidrocarburos que hayan sido absorbidos por el glicol. A la salida del Tambor de Expansión, el glicol rico pasa primero por filtros para remover hidrocarburos y luego hacia la segunda etapa del Intercambiador de Glicol Rico/Pobre, para finalmente entrar al Regenerador de Glicol. En el regenerador se realiza el despojamiento del agua por medio de altas temperaturas y ayudado con un flujo de gas inyectado en la Sección de Despojamiento. El glicol pobre deja el Regenerador de Glicol para ser enfriado en el Intercambiador de Glicol Rico/Pobre y luego en otro enfriador para entrar con una diferencia de 6 °C (10 °F) por encima de la temperatura de gas de alimentación, esto con el fin de mantenerse por encima del punto de rocío de hidrocarburo.

Figura 4. Esquema típico para unidades de deshidratación con glicol. 903-HM120-P09-GUD-048.DOCX/26/08/2008/AA/pa

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Torre con desecante (en regeneración)

Calentador

Torre con desecante (en adsorción)

Gas Húmedo

Separador

Agua e Hidrocarburos

Sobrecalentador/Enfriador

Gas Seco

Descripción del proceso: El gas húmedo es enviado a la Torre con Desecante que está en Adsorción, de la cual sale el gas seco, este es sobrecalentado antes de salir de la unidad. Una fracción del gas húmedo es calentado, para luego ser enviado a la Torre con Descante en Regeneración. El gas caliente evapora el agua adsorbida previamente. El gas con alto contenido de agua es enfriado, el agua condensada y los hidrocarburos líquidos son separados. El gas húmedo desde el Separador es enviado a la Torre con Descante en Adsorción para su tratamiento, esto permite que no se pierda gas en el ciclo de regeneración.

Figura 5. Esquema típico para unidades de deshidratación con desecantes sólidos y su regeneración. C)

Deshidratación por permeación en membranas: La permeación del gas es el transporte de las moléculas del gas a través de una delgada lámina de algún tipo de polímero, desde una región de alta presión hasta una de baja presión. La permeación está basada en el hecho que diferentes moléculas pasan a través de un determinado medio poroso (por ejemplo, un polímero) a diferentes velocidades debido a los diferentes valores de difusividad y de solubilidad.

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8.1.5.

Procesos para el Endulzamiento del Gas Como se indicó anteriormente, otra opción para eliminar problemas de corrosión es la eliminación de contaminantes que junto al agua producen corrosión. Sin embargo, la deshidratación es el método más adecuado, dado que el agua libre o en punto de saturación sin la presencia de otros contaminantes, produce corrosión. Los siguientes procesos son principalmente usados para obtener valores de contaminantes (CO2, H2S, etc.) dentro de las normas requeridas para transporte y venta de gas natural. Los procesos para endulzamiento del gas natural se clasifican en: A)

Absorción química. a)

Soluciones de aminas: •

Remoción de H2S y/o CO2 de una corriente de gas por medio de una reacción con un material en una solución.

•

La reacción puede ser reversible, en donde el H2S y/o CO2 son removidos en una contactora a una presión alta y/o baja temperatura; y la reacción se revierte a baja presión y/o alta temperatura en la columna de despojamiento.

•

En reacciones irreversibles, la solución es repuesta cada cierto tiempo.

•

Tipos de aminas más usadas: MEA (monoetanolamina), DEA (dietanolamina), DGA (diglicolamina), MDEA (metildietanolamina), TEA (trietanolamina).

•

Las soluciones de aminas están disueltas en agua, esto genera que el gas endulzado esté saturado con agua, generalmente, se requiere una unidad de deshidratación aguas abajo.

•

Licenciantes de unidades paquete: NatcoGroup, Lurgi Oel Gas Chemie GmbH, UOP LLC, GasTech, Propak Systems, Shell Global Solutions International B. V.

•

Suplidores de soluciones de aminas: BASF AG, Shell Global Solutions International B. V., DOW Chemical.

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Gas Dulce

Enfriador de amina pobre (aire o agua)

Columna de despojamiento

Condensador (aire o agua)

Gas Ácido

Tambor de reflujo

Absorbedor Filtros

Intercambiador de Amina Rica/Pobre

Gas Ácido

Rehervidor (vapor de agua o aceite caliente)

Gas expandido

Tambor de expansión

Descripción del proceso: El gas ácido de alimentación entra al Absorbedor en donde realiza un contacto con la solución de amina, el gas fluye de abajo hacia arriba en la columna. Los componentes ácidos del gas de alimentación reaccionan para formar una sal regenerable. En la medida que el gas fluye en el Absorbedor, más componentes ácidos reaccionan con la amina. El gas dulce deja el Absorbedor por el tope, y se encuentra saturado en agua. La amina rica fluye del Absorbedor hacia un Tambor de Expansión, en donde se remueven hidrocarburos absorbidos por la amina. Del Tambor de Expansión, la solución rica pasa a través del Intercambiador de Amina Rica/Pobre en donde absorbe calor de la solución pobre. La amina rica calentada entra a la Columna de Despojamiento. Mientras que la solución fluye hacia el fondo de la columna, se liberan CO2 y H2S. La solución de amina deja la Columna de Despojamiento hacia el Intercambiador de Amina Rica/Pobre, para reducir la temperatura de la amina pobre hasta aproximadamente 6 °C (10 °F) por encima de la temperatura de gas de alimentación, esto con el fin de mantenerse por encima del punto de rocío de hidrocarburo. El gas ácido despojado de la amina sale por el tope de la Columna de Despojamiento. Este gas pasa a través de un Condensador y un Tambor de Reflujo para enfriar la solución y recobrar agua. El agua recobrada es usualmente retornada a la Columna de Despojamiento como reflujo.

Figura 6. Esquema típico para unidades de endulzamiento con soluciones de aminas.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL b)

B)

Soluciones cáusticas: •

Lavado del gas con NaOH, K2CO3, etc. para remoción de H2S, CO2, CS2 y RSH.

•

La solución puede ser regenerable.

•

Licenciantes de unidades paquete: UOP LLC (Benfield Process), Advantica Technologies Ltd, Merichem Company.

Absorción física. a)

b)

Selexol: •

Uso de una solución derivada de polietileno glicol para remoción selectiva de H2S, COS y el grueso de CO2.

•

Agua e hidrocarburos pesados son solubles en Selexol, con lo cual se logra obtener un gas en especificación del punto de roció de agua e hidrocarburos.

•

Licenciante/Suplidor: DOW Chemical Company.

Rectisol: •

En este proceso se usan metanol o solventes orgánicos a baja temperatura para remoción de H2S, COS y CO2.

•

Licenciante/Suplidor: Lurgi Oel·Gas·Chemie GmbH y Linde AG.

•

Remoción de H2S y CO2 con N-metil-2-pirrolidona (NMP).

•

Licenciante/Suplidor: Lurgi Oel·Gas·Chemie GmbH.

Véase la Ref. [5] para otros solventes. C)

Absorción físico-química. Sulfinol: •

Uso de una mezcla de Sulfolane (solvente físico), agua y una alcanolamina (solvente químico, DIPA o MDEA) para remoción de H2S, CO2, COS y RSH.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL • D)

Licenciante/Suplidor: Shell Global Solutions International B. V.

Adsorción. Los procesos operan por ciclos (tipo batch) e incluyen la adsorción de contaminantes y la regeneración o el cambio del adsorbente. a)

b)

c)

d)

Iron sponge: •

El óxido de hierro es usado para remoción de H2S y RSH. La reacción convierte el H2S y el hierro en sulfuro de hierro.

•

El gas tiene que estar saturado con agua.

•

Licenciante/Suplidor: Connelly-GPM, Inc.

Chemsweet: •

Uso de una mezcla de óxido de zinc, acetato de zinc, agua y otros compuestos para remoción de H2S. El H2S reacciona con el zinc formando sulfuro de zinc y agua.

•

Mercaptanos forman con el zinc, mercaptidos de zinc [Zn(OH)RH] los cuales forman un lodo y posiblemente cause problemas de espuma.

•

Licenciante/Suplidor: NatcoGroup.

SulfaTreat: •

Absorbente para remoción de H2S el cual forma pirita, siendo un material de fácil disposición.

•

El gas tiene que estar saturado con agua.

•

Licenciante/Suplidor: SulfaTreat - A Business Unit of M-I Swaco.

Puraspec: •

Absorbente para remoción de H2S y COS.

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• e)

f)

Licenciante/Suplidor: Synetix.

Sulfur-Rite: •

Absorbente para remoción de H2S.

•

Licenciante/Suplidor: Gas Technology Products LLC.

Membranas: •

La permeación de gases se basa en el transporte de moléculas de gas a través de un medio a base de polímero desde una región de alta presión a otra de baja presión.

•

Las membranas son capaces de la remoción selectiva de H2S, CO2, H2O y otros contaminantes (por ejemplo, el agua).

•

Los polímeros más usados son celulosas de acetato, polimidas, poliamidas, polisulfonas, policarbonatos y polieteramidas.

•

Licenciantes de unidades paquetes: NatcoGroup, Kvaerner, UOP LLC.

La referencia [5] muestra información adicional sobre los procesos descritos anteriormente, y también sobre otros procesos para endulzamiento de gas, por ejemplo, con el uso de celátos de hierro (LO-CAT, SulFerox, etc.). 8.2.

Hidrocarburos Líquidos Los hidrocarburos pueden estar presentes en una línea en estado líquido cuando las condiciones de transporte dan como resultado la expansión y enfriamiento del gas natural con contenido de hidrocarburos pesados, usualmente igual o mayor que el pentano (C5+). Los hidrocarburos líquidos, que se forman del gas natural, son llamados condensados de hidrocarburo, o simplemente, condensados; algunas veces también gasolina natural. La tendencia de un gas natural para formar condensados es caracterizado por el valor de su punto de rocío de hidrocarburo; la cantidad de condensados producida depende de la concentración de los hidrocarburos pesados.

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Lecho de Guarda

Gas Dulce (Residuo)

Filtro de Pulido

Filtro Coalescedor

Banco de Membranas

Gas de Alimentación

Gas Permeado (Ácido)

TC

Drenaje de Líquidos

Calentador de Fuego Indirecto

Descripción del proceso: El gas de alimentación entra al Filtro Coalescedor en donde se capturan aerosoles y partículas mayores de 1 μm a 3 μm. Luego, el gas es sobrecalentado en un Calentador de Fuego Indirecto a través de una solución de agua/glicol. El sobrecalentamiento evita la condensación de agua o hidrocarburos pesados en los Bancos de Membranas. Al salir del Calentador, el gas pasa al Lecho de Guarda donde se adsorbe glicol o aceites de lubricación (por ejemplo, proveniente de un compresor) en un lecho de carbón activado. El Filtro de Pulido sirve para remover las partículas de carbón activado que pueda arrastrar el gas. Finalmente, el gas entra en los Bancos de Membranas para endulzamiento y dependiendo del diseño también puede se deshidratado. Los productos de las membranas son el gas dulce (residuo) y el gas permeado (ácido). Las pérdidas de hidrocarburos pueden ser reducidas si el permeado pasado por una segunda etapa de permeación, donde es comprimido y pasado a través de un banco de membranas diseñado para el alto contenido de componentes ácidos. El residuo de la segunda etapa es mezclado con el gas que entra al primer Banco de Membranas.

Figura 7. Esquema de una unidad de membranas (Kvaerner Process Systems US).

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Los hidrocarburos pesados están generalmente presentes en el gas natural; pero la presencia de hidrocarburos con C17 a C40 es usualmente debido a la contaminación del gas natural asociado al petróleo. Los efectos de la presencia de condensados puede resumirse en: •

Incremento de las pérdidas por fricción en un gasoducto, por ende se reduce la capacidad de transporte.

•

En algunos casos se pueden producir acumulaciones de líquido que generan un flujo tapón (slugs). Los tapones de líquido pueden producir un efecto de martillo en las líneas, lo cual afecta los anclajes de la línea en los puntos de cambio de flujo (por ejemplo, los codos y las conexiones tipo “T”).

•

Si el flujo tapón alcanza un volumen muy grande, se puede producir la obstrucción del separador de entrada, principalmente cuando su volumen de retención de líquido no está diseñado para el flujo tapón.

•

Si la velocidad del gas es muy elevada, los condensados se pueden encontrar en forma de pequeñas gotas en el gas, tales gotas se mueven tan rápido como el gas. Este fenómeno puede erosionar las paredes internas, principalmente, de los accesorios de las líneas en donde se produce un cambio de dirección.

•

Ensuciamiento y taponamiento de filtros.

•

Deterioro de los sellos y membranas en equipos.

•

Acumulación en los equipos de medición.

El arrastre de los condensados hacia un quemador de gas tiene que ser evitado a toda costa. Si el condensado no extingue la llama, esta se enciende y puede propagarse. Los productos líquidos del gas son agrupados según su composición de la siguiente manera: •

Gas Licuado de Petróleo, GLP (Liquefied Petroleum Gas, LPG): principalmente propano y butano, mezclados o separados, los cuales son mantenidos en estado líquido bajo presión en un recipiente.

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•

Gas Natural Licuado, GNL (Liquefied Natural Gas, LNG): porción de hidrocarburos ligeros del gas natural, principalmente metano, que ha sido licuado.

•

Líquidos de Gas Natural, LGN (Natural Gas Liquids, NGL): hidrocarburos licuados en las instalaciones de superficie o en las plantas de procesamiento de gas. Los líquidos de gas natural incluyen etano, propano, butanos y gasolina natural.

Metano C1

Etano C2

Propano C3

Butanos iC4

nC4

Pentanos iC5

nC5

Hexanos Benzeno C6

Heptanos Toluenos C7+

Gas natural GNL (LNG) LGN (NGL) GLP (LPG) Gasolina natural Condensados estabilizados

Figura 8. Composición simplificada de los productos líquidos del gas natural (adaptado de [5], [6]). Los procesos típicos para la recuperación de condensados son mostrados a continuación:

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A)

Recuperación de condensados por medio de refrigeración externa o mecánica: Un intercambiador para subenfriamiento (chiller) es usado en conjunto con un ciclo de refrigeración de propano, por ejemplo. Este tipo de esquema es comúnmente utilizado para acondicionar el gas previo a su venta. Gas a venta

Refrigerante

Gas de alimentación Intercambiador Gas-Gas

Chiller Separador frío

Líquidos a estabilización

Figura 9. Esquema de la recuperación de condensados con un refrigerante.

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B)

Recuperación de condensados por expansión Joule-Thomson: El efecto Joule-Thomson (JT) es también llamado auto refrigeración. En este proceso se utiliza una válvula que tumba bruscamente la presión (choke o válvula-JT). La disminución de la temperatura depende principalmente de la caída de presión del gas (cerca de 0,3 °C/bar [0,04 °F/psi]). Este tipo de proceso se utiliza frecuentemente en el acondicionamiento de gas combustible. El efecto JT ofrece las siguientes ventajas sobre el turbo-expansor y el refrigenerante [5]: •

Flujos bajos de gas para recuperaciones modestas de etano.

•

El proceso puede ser diseñado sin equipos rotativos.

•

Amplio rango de flujos.

•

Diseño y operación simples. Gas a venta

Gas de alimentación Intercambiador Válvula JT Gas-Gas

Separador frío

Líquidos a estabilización

Figura 10. Esquema de la recuperación de condensados con una válvula J-T.

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C)

Recuperación de condensados por enfriamiento en una turbina de expansión: Una turbina de expansión origina un mayor descenso de la temperatura que una expansión JT. Gas a venta (Opcional)

Gas de alimentación Intercambiador Gas-Gas Turbina de expansión

Separador frío

Líquidos a estabilización

Figura 11. Esquema de la recuperación de condensados con un turbo-expansor.

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D)

Recuperación de condensados por enfriamiento a alta velocidades: El gas es expandido en el tubo tipo Laval [10] a alta velocidades (Número de Mach > 1, Consulte el INEDON “Guía sobre Flujo Crítico para Fluidos Compresibles”, N° 903-HM120-P09-GUD-050), dando como resultado una baja temperatura. Los condensados (o el agua) forman gotas que se aglomeran para formar gotas más grandes, dichas gotas son centrifugadas a las paredes del tubo. La recuperación de presión a la salida del tubo, es de 70 % a 80 % de la presión de entrada. Gas a venta

Tubo del tipo Laval Gas de alimentación Intercambiador Gas-Gas Separador frío Líquidos a estabilización Líquidos a estabilización

Figura 12. Esquema de la recuperación de condensados con un tubo del tipo Laval.

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8.3.

Compuestos de Azufre Los compuestos de azufre generalmente presentes en el gas natural son: •

Sulfuro de hidrógeno (H2S).

•

Sulfuro de carbonilo (COS).

•

Mercaptanos (RSH).

Los compuestos de azufre no presentan problema en cuanto al transporte de gas, mientras no se forme agua libre en las líneas. Sin embargo, para la venta y el consumo existen varios requerimientos que respetar. Vapores (o humo) de combustión de compuesto de azufre contienen dióxido de azufre (SO2). Si esos vapores se enfrían en la carcasa y chimenea de un rehervidor, pueden producir ácido sulfúrico y agua libre, dando como resultado una corrosión severa del equipo. Si los vapores son enviados a la atmósfera, estos son un factor contaminante y contribuyen al aumento de la lluvia ácida. La cantidad de SO2 formado por combustión de compuestos de azufre depende del contenido total que se queme y de las características del quemador. 8.3.1.

Sulfuro de Hidrógeno (H2S) El H2S es bien conocido por su toxicidad y es fácilmente detectado en muy bajas concentraciones (0,02 ppm vol.) por su olor a huevos podridos. Mientras más tiempo se inhale el gas con H2S, menos detectable es para el olfato humano, lo cual puede dar la impresión de que el H2S ha desaparecido; de esta manera aumenta el peligro con altas concentraciones. El gas es dañino, e incluso tóxico, cuando la concentración de H2S excede 20 ppm vol. El Cuadro 1 muestra los efectos del H2S en función de su concentración y tiempo de inhalación. Los efectos varían de persona a persona.

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Cuadro 1. Efectos del H2S en función de su concentración y los tiempos de inhalación.

Concentración volumétrica de H2S [ppm]

Tiempo de inhalación

10

8.3.2.

Efectos Límite para inhalación prolongada

50 – 100

1 hora

Ligera irritación de los ojos y las vías respiratorias

200 – 300

1 hora

Fuerte irritación de los ojos y las vías respiratorias Máxima concentración que puede ser inhalada durante 1 hora

500 – 700

½ - 1 hora

Pérdida del conocimiento. Muerte

> 1000

pocos minutos

Pérdida del conocimiento. Muerte

Sulfuro de Carbonilo (COS) La presencia de COS en gas natural puede ser originada, en algunos casos, a la deshidratación del gas con tamices moleculares. La reacción catalítica que combina H2S con CO2, produce COS y agua. H2S + CO2 → COS + H2O El agua es retenida por los tamices moleculares y el COS es arrastrado por el gas seco. Gases con alto contenido de H2S y de CO2 pueden contener COS. Uno de los efectos secundarios del COS es que produce H2S en la presencia de agua, esta es la reacción reversa a la descrita anteriormente.

8.3.3.

Mercaptanos (RSH) En presencia de agua libre, los mercaptanos pueden producir ácidos que no son muy corrosivos. Altas concentraciones de mercaptanos origina mal olor en el gas.

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8.4.

Dióxido de Carbono (CO2) La Sección 8.1.1 muestra los problemas que el CO2 puede ocasionar en la presencia de agua libre. El CO2 no es ni tóxico ni inflamable, pero reduce el poder calorífico1 del gas e incrementa el costo de transporte. Cuadro 2. Comparación del poder calorífico de un gas en función del contenido de CO2.

8.5.

Contenido molar de CO2

HHV

LHV

[%]

[kJ/kg]

[kJ/kg]

5

47414

43166

10

42140

38365

15

37480

34122

Oxígeno (O2) El oxígeno encontrado en el gas natural proviene generalmente de la inyección de aire para ajustar el poder calorífico. Incluso a bajas concentraciones, el oxígeno oxida las líneas de acero cuando está en la presencia de agua libre y a altas presiones. El riesgo de explosión de una mezcla gas-oxígeno sólo ocurre a altas concentraciones de oxígeno, ejemplo con contenido molar de oxígeno mayor a 17 %.

8.6.

Hidrógeno (H2) y Monóxido de Carbono (CO) El hidrógeno y el monóxido de carbono no son compuestos del gas natural, pero están presentes en gases de refinería, gas de síntesis, etc. Estos contaminantes son considerados para diseño de las líneas y los equipos de transporte y distribución cuando los gases son mezclados con gas natural.

8.7.

Partículas Sólidas El gas natural puede arrastrar arena desde los reservorios, lo cual ocasiona problemas de erosión en las líneas y los equipos. Adicionalmente, aumenta las 1

El CO2 no tiene poder calorífico.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL pérdidas por fricción durante el transporte y puede bloquear las válvulas y los instrumentos. 8.8.

Mercurio (Hg) El mercurio puede ser encontrado en pequeñas cantidades en algunos reservorios de gas natural y es generalmente adsorbido en las líneas de acero, pero es removido cuando existen procesos de licuefacción debido al efecto corrosivo en intercambiadores criogénicos fabricados con aluminio. El mercurio forma una amalgama con el aluminio, la cual se descompone en contacto con agua y forma alúmina e hidrógeno; esta reacción es continua debido a que el mercurio actúa como catalizador. El mercurio es generalmente removido de corrientes de gas por medio de tamices moleculares.

9.

EJEMPLO DE LA COMPOSICIÓN DEL GAS DE VENTA PARA TRANSPORTE EN GASODUCTOS El ejemplo de esta sección está basado en los requerimientos de PDVSA para la aceptación de gas a su sistema según Norma COVENIN 3568-2:2000 [2]. A continuación, se indican algunos parámetros mostrados en esa Norma. Las especificaciones del gas de venta, de refinería o combustible están establecidas en las Bases de Diseño de cada Proyecto.

9.1.

Composición El siguiente cuadro muestra los límites de hidrocarburos y contaminantes en el gas de venta para transporte. Cuadro 3. Límites de hidrocarburos y contaminantes en el gas de venta para transporte, según la Norma COVENIN 3568-2:2000.

Nombre

Límite

Valor [% molar]

Metano (C1)

Mín.

80,0

Etano (C2)

Máx.

12,0

Propano (C3)

Máx.

3,0

Butanos y más pesados (C4+). De éstos, hidrocarburos insaturados total.

Máx. Máx.

1,5 0,2

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL Cuadro 3. Límites de hidrocarburos y contaminantes en el gas de venta para transporte, según la Norma COVENIN 3568-2:2000. (Continuación).

Nombre

Límite

Valor [% molar]

Dióxido de carbono (CO2)

Máx.

8,5

Nitrógeno (N2)

Máx.

1,0

Hidrógeno (H2)

Máx.

0,1

Oxígeno (O2)

Máx.

0,1

Monóxido de carbono (CO)

Máx.

0,1

Unidad

Valor

Componentes en trazas Nombre

9.2.

Límite

3

Sulfuro de hidrógeno (H2S)

Máx.

mg/m ppm molar

17,3 12

Azufre total para gas no odorizado

Máx.

mg/m3 ppm molar

38 28

Azufre total para gas odorizado

Máx.

mg/m3 ppm molar

49 36

Agua (en estado gaseoso)

Máx.

mg/m3 lb/MMSCF

117 7

Temperatura de Punto de Rocío de Hidrocarburos La temperatura de rocío máxima (cricondentérmico) es menor en 20 °C (36 °F)2 a la temperatura ambiental mínima de todo el sistema de transmisión, almacenamiento y distribución.

9.3.

Densidad Relativa La densidad relativa del gas real no excede de 0,75.

9.4.

Metanol No se agrega metanol al gas de venta.

2

El valor indicado es un diferencial de temperatura.

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REFERENCIAS

Leyenda de la ubicación de las referencias:

Biblioteca de inelectra.



Directorio de Instrucciones de Trabajo en el servidor de inelectra Panamá, S. A.



Servicio de Normas PDVSA o Internacionales en la ineweb. Intranet de Procesos.

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De Waard, C. Prediction of CO2 Corrosion of Carbon Steel. Paper No. 69, presented at The NACE Annual Conference and Corrosion Show ’93.

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

ANEXO 1 – RESUMEN

DE LOS DE LOS

PROCESOS DE TRATAMIENTO PARA ELIMINACIÓN CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL

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GUÍA SOBRE LOS CONTAMINANTES EN EL GAS NATURAL Resumen de los procesos para de tratamiento para la eliminación de los contaminantes en el gas natural, descritos en este INEDON.

Tratamiento

Proceso

Sustancias

Absorción con glicol

Información adicional

DEG, TEG, TREG Geles de alúmina o silicatos

Deshidratación

Absorción con desecantes sólidos

Alúmina Tamices moleculares de silicatos de aluminio

Permeación en membranas

Absorción química

MEA, DEA, DGA, MDEA, TEA

Soluciones cáusticas

NaOH, K2CO3

Selexol

Absorción física Endulzamiento

Soluciones de aminas

Rectisol

Absorción físico-química

Sulfinol Iron sponge Chemsweet SulfaTreat

Adsorción

Puraspec Sulfur-Rite Membranas

Refrigeración externa o mecánica Recuperación de condensados

Expansión Joule-Thomson Enfriamiento en una turbina de expansión Enfriamiento a alta velocidades

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