Varios tipos de plantas de procesamiento se han utilizado desde mediados 1850 para extraer líquidos, como la gasolina natural, producido a partir de petróleo crudo. Sin embargo, durante muchos años, el gas natural no era un combustible deseada. Antes de la temprana 20thcentury, la mayor parte fue ensanchada o simplemente ventilados a la atmósfera, principalmente debido a que la tecnología de tuberías disponible permite sólo la transmisión muy corta distancia. Como la industria de procesamiento de gas evolucionó (capítulo 5), el gas natural recibido y transportado por la principal línea principal intraestatal e interestatal sistemas de transmisión en los Estados Unidos tenían que cumplir con la calidad normas especificadas por empresas de gasoductos. Estas normas de calidad variar de tubería a la tubería y son por lo general una función de un oleoducto El diseño del sistema, sus aguas abajo tuberías de interconexión, y su base de consumidores. Sin embargo, estas normas generalmente especifican que el necesidad de gas natural:

Gas natural crudo proviene de tres tipos de pozos: pozos de petróleo, pozos de gas, y pozos de condensado (capítulo 2 y el capítulo 4). Gas asociado (Capítulo l), es decir, gas de los pozos de petróleo, puede existir separada de petróleo en la formación (gas libre), o disuelto en el aceite crudo (gas disuelto). Gas no asociado, es decir, el gas de los pozos o pozos de condensado es orinar gas natural junto con un condensado de hidrocarburos semi-líquido. Cualquiera que sea la fuente del gas natural, una vez separada de petróleo crudo (si está presente) es que existe comúnmente en mezclas con otros hidrocarburos; principalmente etano, propano, butano, y pentanos. Además, el gas natural crudo contiene vapor de agua, sulfuro de hidrógeno (H, S), dióxido de carbono, helio, nitrógeno y otros compuestos. De hecho, el de hidrocarburos asociados (líquidos de gas natural, líquidos de gas natural) puede ser valiosos subproductos del procesamiento de gas natural. Líquidos de gas natural incluyen el etano, propano, butano, isobutano, y gasolina natural, que se vende por separado y tienen una variedad de usos diferentes; incluyendo la mejora de la recuperación de petróleo en los pozos de petróleo, proporcionando materias primas para refinerías de petróleo o plantas petroquímicas, y como fuentes de energía.

La práctica real de procesamiento de gas natural a la tubería de alta calidad

gas para el consumidor por lo general implica cuatro procesos principales para eliminar

las diversas impurezas:

1. eliminación de Agua

2. eliminación Líquidos

3. Enriquecimiento

4. Fraccionamiento

Los procesos que se han desarrollado para llevar a cabo la purificación de gases variar desde una simple operación de lavado de paso a lo complejo sistemas de múltiples pasos de reciclaje. Sin embargo, los procesos aplicados a procesamiento de gas están sujetos a varios se considerarán variables que debe, necesariamente:

1. Los tipos de contaminantes en el gas

2. Las concentraciones de contaminantes en el gas

3. El grado de eliminación de contaminantes desea

4. La selectividad de eliminación de gas ácido requerido

5. La temperatura del gas a ser procesado

6. La presión del gas a ser procesado

7. El volumen del gas a procesar

8. La composición del gas a ser procesado

9. La relación de sulfuro de hidrógeno-dióxido de carbono en el gas

10. La conveniencia de recuperación de azufre debido a procesar la economía o cuestiones ambientales.

Eliminación de agua:

El agua es una impureza común en corrientes de gas, y la eliminación de es necesario para evitar la condensación del agua y la formación de hielo o hidratos de gas (C, H,, +, xH, O). El agua en la fase líquida provoca la corrosión problemas en las tuberías y equipos, sobre todo cuando el carbono dióxido y sulfuro de hidrógeno están presentes en el gas. Lo más simple método de eliminación de agua (refrigeración o separación criogénica) es enfriar el gas a una temperatura al menos igual o (preferentemente) por debajo del punto de rocío.

La mayor parte del agua asociada con gas natural se elimina mediante simple métodos de separación en o cerca de la boca del pozo. Sin embargo, la eliminación de el vapor de agua que existe en solución en gas natural requiere un mayor tratamiento complejo. Este tratamiento consiste en la deshidratación de lo natural gas, que generalmente implica uno de dos procesos: absorción o adsorción. Se necesita un proceso de deshidratación para eliminar el agua que puede causar la formación de hidratos. Formar hidratos cuando un gas o líquido que contiene agua libre experimenta condiciones de temperatura / presión específicos.

La deshidratación es la eliminación de esta agua del gas natural producido y se lleva a cabo por varios métodos. Entre éstos es el uso de etilenglicol (inyección glicol) sistemas como un proceso de absorción. El proceso elimina el agua y otros sólidos de la corriente de gas. Alternativamente, la deshidratación de adsorción se puede usar, utilizando deshidratadores torres de lecho seco, que contienen desecantes tales como gel de sílice y alúmina para llevar a cabo la extracción activado. En la mayoría de los casos, refrigeración por sí sola es insuficiente y, en su mayor parte, poco práctico para su uso en operaciones de campo. Otros procesos de eliminación de agua utilizar (1) líquidos higroscópicos (por ejemplo, dietilenglicol o triethyiene) y (2) adsorbentes sólidos o desecantes (por ejemplo, alúmina, gel de sílice, y tamices moleculares). El glicol de etileno se

puede inyectar directamente en el gas arroyo en plantas de refrigeración.El glicol tiene una afinidad química para el agua y elimina el agua de la corriente de gas. En este proceso, un deshidratador desecante líquido sirve para absorber vapor de agua de la corriente de gas. Esencialmente, la deshidratación de glicol implica el uso de una solución de glicol, por lo general, ya sea dietilenglicol (DEG) o trietilenglicol (TEG), que se pone en contacto con la corriente de gas húmedo en un contactor. La solución de glicol absorbe el agua del gas húmedo y, una vez absorbida, las partículas de glicol se hacen más pesados y se hunden en la parte inferior del contactor donde se retiran. El gas natural, después de haber sido despojado de la mayor parte de su contenido en agua, es transportado a continuación, salir del deshidratador. La solución de glicol, teniendo toda el agua despojado a partir del gas natural, se somete a una caldera especializado diseñado para vaporizar sólo el agua fuera de la solución. El diferencial de punto de ebullición entre el agua (loo ° C, 212 ° F) y el glicol (204 "C, 400 ° F) hace que sea relativamente fácil de eliminar el agua de la solución de glicol, lo que le permite ser reutilizado en el proceso de deshidratación. Además de la absorción de agua de la corriente de gas húmedo, la solución de glicol ocasionalmente lleva consigo pequeñas cantidades de metano y otra compuestos que se encuentran en el gas húmedo. En el pasado, este metano era simplemente ventilado fuera de la caldera. Además de perder una parte de la el gas natural que se extrae, esta ventilación contribuye a la contaminación del aire y el efecto invernadero. Para disminuir la cantidad de metano y otros compuestos que se pierden, el tanque separador de flash-condensadores trabajar para eliminar estos compuestos antes de llegar a la solución de glicol la caldera. Esencialmente, un depósito separador de líquido consiste en un dispositivo que reduce la presión de la corriente solución de glicol, permitiendo que el metano y otros hidrocarburos para vaporizar (flash). La solución de glicol entonces viaja a la caldera, que también puede ser equipado con aire o agua refrigerada por condensadores, que sirven para capturar cualquier resto orgánico compuestos que pueden permanecer en la solución de glicol. La regeneración (stripping) del glicol está limitado por la temperatura; dietilenglicol y trietilenglicol descomponen en o antes de su respectiva ebullición puntos. Dichas técnicas como extracción de trietilenglicol caliente con seca (por ejemplo, los vapores de hidrocarburos pesados, el proceso Drizu) de gas o destilación al vacío se recomiendan.

El agua puede ser removido de las corrientes de gas al mismo tiempo como se elimina el sulfuro de hidrógeno. Eliminación de la humedad es necesario para evitar daño a los catalizadores anhidras y para evitar la formación de hidratos de hidrocarburos (por ejemplo, C, H,. 18H, O) a bajas temperaturas. LA ampliamente utilizado deshidratación y proceso de desulfuración es la glycolamine proceso, en el que la solución de tratamiento es una mezcla de etanolamina y una gran cantidad de glicol. La mezcla se distribuyó a través de un absorbedor y un reactivador de la misma manera como etanolamina se distribuye en el proceso Girbotol. El glicol absorbe la humedad Del gas hidrocarburo dejar pasar el absorbente; el etanolamina absorbe el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Los gas tratado sale de la parte superior del absorbedor; el ethanolamineglycol pasado mezcla entra en la torre reactivador, donde conduce el calor del absorbida gases ácidos y agua.

Adsorbente sólido o deshidratación sólido desecante es la forma primaria de deshidratación de gas natural utilizando la adsorción, y por lo general se compone de dos o más torres de adsorción, que se llena con un desecante sólido. Alúmina desecantes típicas incluyen activar o un gel de sílice granular material. Gas natural húmedo se pasa a través de estas torres, de arriba fondo. A medida que el gas húmedo pasa alrededor de las partículas de material desecante, el agua es retenida en la superficie de estas partículas de desecante.

Pasando a través de todo el lecho de desecante, casi todo el agua se adsorbido en el material desecante, dejando el gas seco para salir de la parte inferior de la torre. Deshidratadores Solid-adsorbentes son típicamente más efectivo que el glicol deshidratadores, y suelen instalarse como un tipo de sistema de straddle a lo largo de las tuberías de gas natural. Estos tipos de sistemas de deshidratación son más adecuado para grandes volúmenes de gas a una presión muy alta, y son por tanto, que normalmente se encuentra en una tubería de aguas abajo de una estación de compresión. Se requieren dos o más torres porque después de un cierto período de el uso, el desecante en una torre particular, se satura con agua. Para "regenerar" el desecante, un calentador de alta temperatura se utiliza para

calentar el gas hasta una temperatura muy alta. La superación de esta gas calentado a través de una lecho desecante saturado vaporiza el agua en la torre de desecante, dejándola seca y permitiendo una mayor deshidratación de gas natural. El gel de sílice (SiO,) y alúmina (A1, DO tienen buenas capacidades para el agua adsorción (hasta 8% en peso). La bauxita (alúmina crudo, A1,0,) adsorbe hasta 6% en peso de agua, y tamices moleculares adsorben hasta 15% en peso de agua. Sílice generalmente se selecciona para la deshidratación del ácido gas debido a su alta tolerancia a sulfuro de hidrógeno y para proteger lechos de tamices moleculares de enchufar por azufre.

Extracción de Líquidos

El gas natural proveniente directamente de un pozo contiene muchos de gas natural líquidos que se eliminan por lo general. En la mayoría de casos, líquidos de gas natural (LGN) tienen un valor más alto como productos separados, y es por lo tanto económica para eliminarlos de la corriente de gas. La extracción de los recursos naturales líquidos de gas por lo general se produce en un procesamiento relativamente centralizado planta, y utiliza técnicas similares a las utilizadas para deshidratar naturales gas. La justificación para la construcción de una recuperación de líquido (o un líquido eliminación) planta depende de la (1) la especificación para el gas natural venta al consumidor y (2) la diferencia de precios entre el gas enriquecido (que contiene los hidrocarburos de mayor peso molecular) y gas pobre con el valor añadido del líquido extraído. Los condensados se eliminan con mayor frecuencia de la corriente de gas en boca de pozo mediante el uso de separadores mecánicos. En la mayoría de los casos, el flujo de gas en el separador viene directamente de la boca del pozo, porque no se necesita el proceso de separación gas-aceite. La corriente de gas entra en el planta de procesamiento a alta presión (600 psi o mayor) a través de una entrada slug catcher donde se elimina el agua libre del gas, después de lo cual está dirigida a un separador de condensado. Extraídas condensado se en ruta a los tanques de almacenamiento en el lugar.

Hay dos pasos básicos para el tratamiento de líquidos de gas natural en el corriente de gas natural. En primer lugar, los líquidos deben ser extraídos de lo natural gas. En segundo lugar, estos líquidos de gas natural deben separarse a sí mismos, abajo a sus componentes básicos (ver Fraccionamiento). Estos dos procesos representan aproximadamente el 90% de la producción total de los recursos naturales líquidos de gas.

Hay tres técnicas principales para la eliminación de líquidos de gas natural de la corriente de gas natural:

1. El método de absorción

2. El proceso de expansor criogénico

3. Un proceso de membrana

La extracción de líquidos de gas natural de la corriente de gas natural produce

tanto más limpio, más puro gas natural, así como los hidrocarburos valiosos que son el gas natural, líquidos de sí mismos.

Absorción

El método de absorción de la extracción es muy similar al uso de la absorción para la deshidratación. La principal diferencia es que, en la absorción de líquidos de gas natural, que absorbe el aceite se utiliza en lugar de glicol. Esta absorción de aceite tiene una afinidad para los líquidos de gas natural de la misma manera que el glicol tiene una afinidad para el agua. Antes de que el aceite se ha recuperado seguridad de los líquidos de gas natural, se denomina aceite de absorción de grasa.

El proceso de absorción de aceite implica el contacto a contracorriente de las aceite pobre (o pelado) con el gas húmedo entrante con la temperatura y las condiciones de presión programada para maximizar la disolución de los componentes licuables en el aceite. El aceite de absorción rico (a veces a que se refiere el aceite en forma de grasa), que contiene líquidos de gas natural, sale del torre de absorción a través de la parte inferior. Ahora es una mezcla de absorciónaceite, propano, butanos, pentanos, y otros hidrocarburos de punto de ebullición más altos. El aceite rico se alimenta en alambiques de petróleo magras, donde la mezcla se calienta a una temperatura por encima del punto de los líquidos de gas natural, pero por debajo de ebullición la del aceite. Este proceso permite la recuperación de aproximadamente 75% en volumen de los butanos, y 85 a 90% en volumen de los pentanos y mayores constituyentes de ebullición de la corriente de gas natural.

El proceso de absorción básico puede ser modificado para mejorar su eficacia, o para apuntar a la extracción de líquidos específicos de gas natural. en el método de absorción de aceite refrigerado, donde se enfría el aceite pobre a través de la refrigeración, la recuperación de propano puede ser más de 90% en volumen, y aproximadamente 40% en volumen de etano se pueden extraer de la corriente de gas natural. Extracción de la otra mayor punto de ebullición, líquidos de gas natural puede ser cercana al 100% en volumen con este proceso.

El método de absorción, por otra parte, utiliza un aceite absorbente de separar el metano de los líquidos de gas natural. Mientras que el gas corriente se hace pasar a través de una torre de absorción, el aceite de absorción (Lean aceite) absorbe una gran cantidad de los líquidos de gas natural. La absorción aceite (aceite enriquecido), que ahora contiene líquidos de gas natural, sale de la base de la torre después de lo cual el aceite enriquecido se introduce en el destilador, donde las mezcla se calienta por encima del punto de los líquidos de gas natural de ebullición, mientras que el petróleo sigue siendo fluido. El aceite de absorción se recicla, mientras que el líquidos de gas natural se enfrían y se dirigen a una torre fraccionadora.

Otro método de absorción utilizado a menudo es la absorción de aceite refrigerado método, donde el aceite pobre se enfría más que climatizada, una característica que tiene el potencial para mejorar las tasas de recuperación.

Proceso de expansor criogénico:

en este proceso, un turboexpansor se utiliza para producir las temperaturas muy bajas necesarias para lograr una alta recuperación de los componentes ligeros, tales como etano y propano. Esencialmente, el procesamiento criogénico consta de bajando la temperatura de la corriente de gas a aproximadamente -85 ° C (-120 ° F). Hay varias maneras de hacer esto, pero el proceso turboexpansor (en que se utilizan refrigerantes externos para enfriar la corriente de gas) es el más efectivo. La caída rápida de la temperatura que el expansor es capaz de producir condensa los hidrocarburos en la corriente de gas, pero mantiene metano en su forma gaseosa.

En el proceso, el gas natural es primero deshidratada usando un molecular tamiz seguido de enfriamiento (Figura 6-3). El líquido separado que contienela mayoría de las fracciones pesadas es entonces desmetanizada, y los gases fríos se expanden a través de una turbina que produce el enfriamiento deseado para el proceso. La salida del expansor es una corriente de dos fases que se alimenta a la parte superior de la columna de la desmetanizador. Esto sirve como un separador en que: (1) el líquido se utiliza como reflujo en la columna y el separador vapores combinados con vapores despojado en el desmetanizador son intercambiada con el gas de alimentación, y (2) el gas calentado, que está parcialmente por el compresor expansor, se vuelve a comprimir aún más a la presión de distribución deseada en un compresor separado. Este proceso permite la recuperación del 90-95% en volumen de etano originalmente en la corriente de gas. Además, la turbina de expansión es capaz de convertir parte de la energía liberada cuando se expande la corriente de gas natural en volver a comprimir el efluente de metano gaseoso, con el consiguiente ahorro de energía costos asociados con la extracción de etano. El método criogénico es mejor en la extracción de los líquidos más ligeros, tales como etano, que es el método de absorción alternativa.el gas natural (Foglietta, 2004).

Proceso de membrana:

El proceso se basa en membranas de alto flujo que permean selectivamente hidrocarburos de ebullición más altos (en comparación con metano) y se recuperan como un líquido después de

la recompresión y la condensación. La corriente de residuo de la membrana es parcialmente agotado de hidrocarburos de punto de ebullición más altos, y es enviado luego a la corriente de gas de venta. Membranas de permeabilidad de gas son generalmente hechas con polímeros vítreos que exhiben buena selectividad pero, para ser eficaz, la membrana debe ser muy permeable con respecto a la separación proceso.

Eliminación de nirógeno:

Una fracción significativa de muchas reservas de gas natural es sub-calidad (baja valor de calentamiento) debido al alto contenido de nitrógeno del gas. Gas que contiene más de aproximadamente el 6% de nitrógeno debe ser tratada para eliminar el nitrógeno. En muchos casos donde se produce nitrógeno en el gas natural, el reservas no pueden ser explotados actualmente debido a la falta de adecuada tecnología de eliminación de nitrógeno.

La separación de metano y nitrógeno es un reto para cualquier tecnología debido a que estos gases son similares en tamaño, punto de ebullición, y naturaleza química. Los procesos convencionales tales como la destilación criogénica y oscilación de la presión de adsorción se utilizan (Tabla 6-Z), pero estos tecnologías no son generalizadas, ya que están un costo prohibitivo.

La mayoría de las plantas que practican el rechazo de nitrógeno fueron construidos para uso dual, tales como la producción de helio y dióxido de carbono para mejorada de petróleo recuperación (EOR) aplicaciones. En estos casos, los costes de separación nitrógeno son compartidos por varios productos, haciendo que el proceso sea factible.

Una vez que el sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono se procesan para niveles aceptables, la corriente se encamina a una unidad de rechazo de nitrógeno (NRU), donde se deshidrata adicionalmente usando lechos de tamices moleculares. En la unidad de rechazo de nitrógeno, la corriente de gas se envía repetidamente a través de una columna y un intercambiador de calor de aleta de placa de aluminio con soldadura fuerte, donde el nitrógeno se separa y se ventila criogénicamente.

Otro tipo de unidad de rechazo de nitrógeno implica la separación de metano e hidrocarburos más pesados a partir de nitrógeno usando un absorbente disolvente. El metano absorbe e hidrocarburos más pesados se destellaron a partir del disolvente mediante la reducción de la presión en el flujo de procesamiento en varios pasos de descompresión de gas. El líquido de la regeneración de flash paso se devuelve a la parte superior del absorbedor de metano como magra disolvente. El helio, en su caso, se puede extraer de la corriente de gas a travésde difusión de membrana en una adsorción por oscilación de presión (PSA) unidad.

En general, la eliminación de nitrógeno a partir de gas natural requiere la licuefacción y fraccionamiento de la corriente de gas de todo, lo que puede afectar el proceso economía. En muchos casos, el gas natural que contiene nitrógeno es mezclado con un gas que tiene un poder calorífico superior y vendido a un precio reducido dependiendo del valor térmico (Btu / ft3).

Un sistema de membrana puede producir gas calidad gasoducto y combustible rico en nitrogeno del gas natural crudo. El proceso se basa en las membranas de propiedad que son significativamente más permeable al metano, etano y otros hidrocarburos que a nitrógeno. Gas que contiene 8-18% de nitrógenose comprime y se pasa a través de un primer conjunto de módulos de membrana. El permeado, que contiene 4% de nitrógeno, se envía a la tubería; el gas residual rico en nitrógeno se pasa a un segundo conjunto de módulos de membrana. Estos módulos producen un gas que contiene 50% de residuos de nitrógeno y un permeato desprovisto de nitrógeno que contiene aproximadamente 9% de nitrógeno. El gas residual se usa como combustible; el permeado se mezcla con el gas de alimentación entrante para su posterior recuperación. El proceso de membrana separa el gas en dos corrientes. La primera corriente de gas de producto es que contiene menos de 4% de nitrógeno, que se envía a la tubería; la segunda corriente, que contiene un 30-50% de nitrógeno, se utiliza para alimentar los motores de compresor. En algunos casos, una tercera corriente se produce; esta corriente, que contiene 60-85'30 nitrógeno, se quema o reinyectado.

En un procedimiento típico de dos etapas, el gas de alimentación que contiene 10 a 15% de nitrógeno se comprime a 800-1.200 psi usando un compresor de gas.

Luego, el gas pasa a través del primer conjunto de módulos de membrana methanepermeable. El gas de producto, que contiene 4% de nitrógeno, se envía a la tubería. El residuo se envía a un segundo conjunto de módulos, pero el permeado de estos módulos es demasiado rica en nitrógeno para ser entregado a la tubería, y el gas es recirculado a la parte delantera

del compresor para el tratamiento adicional. El gas residuo de la segunda serie de módulos, que contiene aproximadamente 50% de nitrógeno, se utiliza para alimentar los motores de compresor. El proceso se consigue la recuperación 80-9OYo del valor BTU de gas combustible en el producto de tubería. Los valores de recuperación tan altas como 95% o más altos pueden conseguirse dependiendo de la composición del gas de entrada.

Eliminación de gas ácido:Además de agua y eliminación de líquidos de gas natural, una de las partes más importantes de procesamiento de gas implica la eliminación de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. El gas natural de algunos pozos contiene cantidades significativas de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono y se refiere generalmente como gas agrio. Gas amargo es indeseable debido a que los compuestos de azufre que contiene pueden ser extremadamente dañinos, incluso letal, para respirar, y el gas pueden ser extremadamente corrosivo. El proceso para la eliminación de sulfuro de hidrógeno a partir de gas ácido se conoce comúnmente como purificación del gas. Eliminación de gases ácidos (es decir, la eliminación de dióxido y de carbono sulfuro de hidrógeno de corrientes de gas natural) se consigue por la absorción y / o adsorción.

Procesos de absorción de líquidos (que por lo general emplean temperaturas por debajo de 50 ° C, 120 ° F) se clasifican ya sea como procesos solventes físicos o procesos de solventes

químicos. Los antiguos procesos emplean un disolvente orgánico, y la absorción se ve reforzada por las bajas temperaturas, o alta presión, o ambos. La regeneración del disolvente se lleva a cabo a menudo fácilmente. En los procesos de solvente químico, la absorción de los gases ácidos se consigue principalmente mediante el uso de soluciones alcalinas, tales como aminas o carbonatos (Kohl y Riesenfeld, 1985). Regeneración (desorción) puede ser provocada por el uso de presiones reducidas y / o altas temperaturas, por lo que los gases ácidos son despojados a partir del disolvente.

Adsorbedores son ampliamente utilizados para aumentar una baja concentración de gas antes de la incineración, a menos que la concentración de gas es muy alta en la corriente de aire de entrada. La adsorción también se emplea para reducir los olores de los gases de problemas. Existen varias limitaciones para el uso de los sistemas de adsorción, pero por lo general se considera que el más importante es el requisito para la minimización de partículas y / o condensación de líquidos (por ejemplo, vapor de agua) que podrían enmascarar la superficie de adsorción y reducir drásticamente su eficiencia.

Procesos olamina:

El proceso para endulzar el gas natural amargo es bastante similar a los procesos de deshidratación de glicol y la eliminación de líquidos de gas natural por absorción. En este caso, sin embargo, las soluciones de amina (ohmine) se utilizan para eliminar el sulfuro de hidrógeno (el proceso de amina). El gas ácido se ejecuta a través de una torre, que contiene los piroctona solución. Hay dos soluciones de aminas principio utilizado, monoetanolamina (MEA) y dietanolamina (DEA). Cualquiera de estos compuestos, en forma líquida, absorberán compuestos de azufre a partir de gas natural, ya que pasa a través. El gas efluente está virtualmente libre de compuestos de azufre, y por lo tanto pierde su condición de gas amargo. Al igual que el proceso para la extracción de líquidos de gas natural y la deshidratación de glicol, la solución de amina utilizada puede ser regenerado para su reutilización.

Carbonato y agua Procesos de lavado

Lavado Carbonato es el proceso de conversión química en la que los contaminantes presentes en el gas natural se convierten en compuestos que no son objetables o que se puede quitar de la corriente con mayor facilidad que los componentes originales. En el proceso carbonato, sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre se eliminan de las corrientes de gas mediante reacción con una solución alcalina Se utiliza el principio de que la tasa de absorción de dióxido de carbono por carbonato de potasio aumenta con la temperatura. Se ha demostrado que el proceso funciona mejor cerca de la temperatura de la reversibilidad de las reacciones:

Lavado con agua, en términos de los resultados, es análogo a un lavado con carbonato de potasio (Kohl y Riesenfeld, 1985). Eliminación de gas ácido es puramente físico, y también hay una relativamente alta absorción de hidrocarburos, que se liberan al mismo tiempo que los gases ácidos durante la etapa de regeneración.

El proceso utilizando fosfato de potasio se conoce como desulfitrization fosfato, y se utiliza de la misma manera como el proceso Girbotol para eliminar gases ácidos a partir de hidrocarburos líquidos, así como de corrientes de gas. La solución de tratamiento es una solución acuosa de fosfato tripotásico (K, PO,), que se distribuye a través de una torre de absorción y una torre reactivador de la misma manera que la etanolamina se hace circular en el proceso Girbotol; la solución se regenera térmicamente.

Otros procesos incluyen el proceso Alkazid para la eliminación de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono utilizando soluciones acuosas concentradas de aminoácidos. El proceso de carbonato de potasio caliente disminuye el contenido de ácido de gas natural y refinería de tanto como 50% a tan bajo como 0,5% y opera en una unidad similar a la utilizada para el tratamiento de amina. El proceso Giarnrnarco- Vetrocoke se utiliza para el sulfuro de hidrógeno y / o de eliminación de dióxido de carbono. En la sección de retirada de sulfuro de hidrógeno, el reactivo consiste en carbonatos de sodio o de potasio que contienen una mezcla de arsenitos y arseniatos; la sección de eliminación de dióxido de carbono utiliza una solución de carbonato alcalino acuosa caliente activado por el trióxido de arsénico o ácido selenioso o ácido tellurous.

Fraccionamiento:Este es el proceso de separación de los diferentes líquidos de gas natural presentes en la corriente de gas restante mediante el uso de los diferentes puntos de ebullición de los hidrocarburos individuales en la corriente de gas. El proceso se produce en etapas como la corriente de gas se eleva a través de varias torres, donde las unidades de calefacción elevar la temperatura de la corriente, haciendo que los diversos líquidos para separar (fraccionada) y salida en tanques de almacenamiento específicos.

Procesos de fraccionamiento son muy similares a aquellos procesos clasificados como procesos de eliminación de líquidos, pero a menudo parecen ser más específico en cuanto a los objetivos; por lo tanto, la necesidad de realizar los procesos de fraccionamiento en una categoría separada. Procesos de fraccionamiento se utilizan para eliminar la corriente de producto más significativo en primer lugar, o eliminar cualquier luz no deseada termina a partir de los productos más pesados líquidos.

Fraccionamiento opera sobre la base de los diferentes puntos de ebullición de los diferentes hidrocarburos en el flujo de líquidos de gas natural. esencialmente, fraccionamiento se produce en etapas que consisten en el punto de ebullición de hidrocarburos fuera uno por uno. El nombre de un fraccionador particular, da una idea de su propósito, ya que está convencionalmente nombrado para el hidrocarburo que se hierve fuera. Los fraccionadores particulares se utilizan en el siguiente orden:

1. El deethunizer separa el etano de la corriente de líquidos de gas natural

2. El despropanizador separa el propano de la deethanized corriente

3. El debutunizer separa los butanos de la mayor punto de ebullición hidrocarburos

4. El divisor de butano o de-isobutunizer separa el iso-butano y n-butano

La purificación de gases de hidrocarburos por cualquiera de estos procesos es una parte importante de la refinación del gas, especialmente en lo que se refiere a la producción de gas licuado de petróleo (GLP). Esto es en realidad una mezcla de propano y butano, que es un combustible doméstico importante, así como un material intermedio en la fabricación de productos petroquímicos (Speight, 2007 y referencias allí citadas). La presencia de etano en el gas licuado de petróleo debe ser evitada debido a la incapacidad de este hidrocarburo más ligero para licuar bajo presión a temperatura ambiente, y su tendencia a

regístrese anormalmente altas presiones en los contenedores de gas licuado de petróleo. Además, la presencia de pentano en el gas licuado de petróleo también debe ser evitado, porque este hidrocarburo en particular (un líquido a temperaturas y presiones ambiente) puede separarse en un estado líquido en las líneas de gas.

Conversión de sulfuro de hidrógeno:

La disposición de sulfuro de hidrógeno es un problema con muchas de las operaciones de procesamiento de gas. Quemar sulfuro de hidrógeno como un componente de gas combustible o como un componente de gas quemado queda excluida por la seguridad y las consideraciones ambientales porque uno de los productos de la combustión es el altamente dióxido de tóxicos de azufre (SO,).

Como se ha descrito anteriormente, el sulfuro de hidrógeno se elimina típicamente a partir de corrientes de gas a través de un proceso de olamina, después de lo cual la aplicación de calor regenera la olamina y forma una corriente de gas ácido (también llamada la corriente de gas de la cola). Después de esto, la corriente de gas ácido se trata para convertir el azufre elemental sulfuro de hidrógeno y agua.

El proceso de conversión utilizado en la mayoría de las refinerías modernas es el proceso de almeja, o una variante del mismo.

El proceso de Claus (Figura 6-6) implica la combustión de aproximadamente un tercio del sulfuro de hidrógeno a dióxido de azufre y luego reacción del dióxido de azufre con el sulfuro de hidrógeno restante en presencia de un lecho fijo de alúmina activada, catalizador de molibdeno cobalto resultante en el formación de azufre elemental:

Diferentes configuraciones de flujo de procesos se utilizan para lograr la relación de dióxido de sulfuro de hidrógeno / azufre correcta en los reactores de conversión.

En general, la conversión del 96 al 97% del sulfuro de hidrógeno a azufre elemental es alcanzable en un proceso de Claus. Si esto no es suficiente para cumplir con las normas de calidad del aire, un tratador cola de gas de proceso Claus se utiliza para eliminar esencialmente todo el sulfuro de hidrógeno restante en el gas de la cola de la unidad Claus. El tratador tail-gas puede emplear una solución propietaria para absorber el sulfuro de hidrógeno seguido por la conversión a azufre elemental.La unidad SCOT (Shell Claus Off-gas de tratamiento) también se utiliza para el tratamiento de

gas de cola y utiliza un reactor de hidrotratamiento seguido de amina de lavado para recuperar y reciclar de azufre, en forma de hidrógeno, a la unidad de Claus (Nederland, 2004).

En el proceso, gas de cola (que contiene sulfuro de hidrógeno y dióxido de azufre) se pone en contacto con hidrógeno y se redujo en un reactor de hidrotratamiento para formar sulfuro de hidrógeno y agua. El catalizador es típicamente de cobalto / molibdeno sobre alúmina. El gas se enfría luego en un contratista de agua. El gas que contiene sulfuro de hidrógeno entra en un absorbente de amina, que es típicamente en un sistema separados de los otros sistemas de amina refinería. El propósito de la segregación es doble: (1) el sistema de tratamiento de cola-gas se utiliza con frecuencia una amina diferente del resto de la planta, y (2) el gas de cola es con frecuencia más limpio que el gas combustible de refinería (en lo que se refiere a los contaminantes) y la segregación de los sistemas reduce los requisitos de mantenimiento para la unidad SCOT ". Las aminas elegidas para uso en el sistema de cola de gas tienden a ser más selectiva para el sulfuro de hidrógeno y no se ven afectados por los altos niveles de dióxido de carbono en el gas de escape.

El reactor de hidrotratamiento convierte dióxido de azufre en el gas de escape en sulfuro de hidrógeno, que se pone luego en contacto con una solución de Stretford (una mezcla de una sal de vanadio, ácido disulfónico de antraquinona, carbonato de sodio, e hidróxido de sodio) en un amortiguador de gas-líquido. El sulfuro de hidrógeno reacciona en etapas con carbonato de sodio y el ácido sulfónico antraquinona para producir azufre elemental, con vanadio que sirve como un catalizador. La solución pasa a un tanque donde se añade oxígeno para regenerar los reactivos. Uno o más tanques de espuma o de lodos se utilizan para descremada el azufre producto de la solución, que se recircula al absorbedor.

Procesos de tratamiento de otras cola de gases incluyen:1. lavado cáustico

Tratamiento glicol 2. Polietileno

3. Proceso Selectox

4. sulfito / bisulfito de tratamiento de gas de cola