Tratamiento del Gas Natural: Eliminación de Gases Ácidos
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Gas Amargo y Ácido
El gas amargo es cualquier gas que contenga sulfuro de hidrógeno (H2S) en cantidades significativas. Un gas ácido es cualquier gas que contenga cantidades significativas de gases ácidos. El bióxido de carbono (CO2) por sí mismo es un gas ácido, pero no un gas amargo. El CO2 no es tan perjudicial como el H2S y su eliminación no siempre es necesaria. Sin embargo, la presencia de CO2 en el gas ácido afecta el desempeño de la unidad recuperadora de azufre.
Composición del Gas Natural
El gas natural contiene cantidades menores de gases inorgánicos, como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S), monóxido de carbono (CO), oxígeno (O2) y vapor de agua, entre otras impurezas. Los principales contaminantes del gas natural son: H2S, CO2, N2, CO, agua, disulfuro de carbono (CS2), O2, sulfuro de carbonilo (COS), mercaptanos (RSH) y mercurio (Hg).
Las composiciones típicas del gas natural son: metano (70-95%), etano (0-20%), propano (0-20%), butano (0-20%), CO2 (0-8%), O2 (0-0,2%), N2 (0-5%), H2S (0-5%) y gases raros como argón (Ar), helio (He), neón (Ne) y xenón (Xe) en trazas.
Métodos de Eliminación de Gases Ácidos
Absorción Física
La absorción física no es conveniente para la desulfuración del gas húmedo, ya que algunos componentes, como el butano, se disuelven en esos solventes prácticamente igual que el H2S. Los procesos de absorción física se llevan a cabo a altas presiones.
Adsorción
La adsorción se realiza mediante filtros moleculares, también llamados tamices moleculares (zeolitas). Su uso se limita al gas natural con bajo contenido de gases ácidos. Los tamices moleculares se utilizan para eliminar los mercaptanos de la corriente de gas.
Absorción Química
Los absorbentes más empleados son soluciones de aminas (absorción a temperatura ambiente) y carbonato de potasio (absorción a 100-110 °C).
Aminas
Las aminas se clasifican según el número de sustituyentes unidos al nitrógeno. El grupo alquilo (CH3+) se simboliza como R, unidos al nitrógeno. Todas las aminas son compuestos muy polares.
Se recomienda que la temperatura del solvente esté entre 15-20 °F por encima de la del gas de entrada.
Monoetanolamina (MEA)
La MEA es una amina primaria, la más sencilla de las etanolaminas. El porcentaje de MEA en la solución se limita al 15% en peso, por lo que se requiere grandes cantidades de calor de solución en el sistema. Algunas impurezas, como COS, CS2 y O2, tienden a degradar la solución de MEA.
Diglicolamina (DGA)
Al igual que la MEA, la DGA es una amina primaria.
Dietanolamina (DEA)
La DEA es una amina secundaria y se obtiene haciendo reaccionar la MEA con óxido de etileno. Tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, donde pueden existir compuestos sulfurosos que degradan la MEA.
Eficiencia de los Procesos
El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible; por ejemplo, los de absorción física y los híbridos son más eficientes en este sentido que los de aminas. Los grupos alquilos no necesariamente tienen que ser iguales en cuanto al número de carbonos e hidrógeno.