6-Endulzamiento Por Solventes Fisicos, Mixtos, Lechos.

DIPLOMADO INGENIERIA DEL GAS NATURAL

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INDICE 1. INTRODUCCION………………… .................................................................... 2 2. OBJETIVO GENERAL………. ......................................................................... 4 3. OBJETIVOS ESPECIFICOS…. ............................................................... …….4 4. MARCO TEORICO…………… ............................................................. ........................................................................ ........... 5

5. CONCLUSION ...................................................... ...................................................................................................... ................................................ .49 49 6. BIBLIOGRA BIBLIOGRAFIAS FIAS ................................................................................................ ................................................................................................ 50

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El gas natural que se recibe de los yacimientos, poseen impurezas o contaminantes importantes como el (N2, CO2, H2S y agua), por lo tanto, el gas natural se caracteriza por ser un gas amargo, hidratado y húmedo: amargo por los componentes ácidos que contiene, hidratado por la presencia de agua, y húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos. Otros componentes indeseables de naturaleza ácida son el sulfuro de carbonilo (COS) el cual es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico que normalmente se descompone en CO2 y H2S y los mercaptanos de fórmula general RSH, donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo. Debido a esto para el uso comercial o doméstico, el gas natural debe ser tratado de manera de eliminar o disminuir la concentración de estos compuestos indeseados. Para ello, el acondicionamiento del gas natural consta de tres procesos fundamentales: el endulzamiento (remueve los componentes ácidos), la deshidratación (remueve el agua) y ajuste de punto de rocío (separa de los hidrocarburos líquidos). Si dentro de la composición, hubiera la presencia del Hg, se deberá instalar una URC (Unidad de Remocion de Contaminantes) previo a todos los procesos mencionados. En el caso del nitrógeno (N2) los argumentos son económicos, ya que se trata de un gas inerte que afecta el poder calorífico del gas natural e incrementa el costo de transporte. Por su parte, el proceso de endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural de manera que logren que las corrientes de gases tratadas cumplan con las normas comerciales del gas natural en cuanto al contenido de CO2 y H2S, y ser económicamente viables en su implementación y operación; es decir, que la sustancia utilizada para remover esos componentes acidos, pueda ser recuperada y reciclada en el proceso.

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El gas natural que se recibe de los yacimientos, poseen impurezas o contaminantes importantes como el (N2, CO2, H2S y agua), por lo tanto, el gas natural se caracteriza por ser un gas amargo, hidratado y húmedo: amargo por los componentes ácidos que contiene, hidratado por la presencia de agua, y húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos. Otros componentes indeseables de naturaleza ácida son el sulfuro de carbonilo (COS) el cual es un compuesto inestable, corrosivo y tóxico que normalmente se descompone en CO2 y H2S y los mercaptanos de fórmula general RSH, donde los más comunes son el metil y el etilmercaptano, reconocibles por su olor y el poder corrosivo. Debido a esto para el uso comercial o doméstico, el gas natural debe ser tratado de manera de eliminar o disminuir la concentración de estos compuestos indeseados. Para ello, el acondicionamiento del gas natural consta de tres procesos fundamentales: el endulzamiento (remueve los componentes ácidos), la deshidratación (remueve el agua) y ajuste de punto de rocío (separa de los hidrocarburos líquidos). Si dentro de la composición, hubiera la presencia del Hg, se deberá instalar una URC (Unidad de Remocion de Contaminantes) previo a todos los procesos mencionados. En el caso del nitrógeno (N2) los argumentos son económicos, ya que se trata de un gas inerte que afecta el poder calorífico del gas natural e incrementa el costo de transporte. Por su parte, el proceso de endulzamiento se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural de manera que logren que las corrientes de gases tratadas cumplan con las normas comerciales del gas natural en cuanto al contenido de CO2 y H2S, y ser económicamente viables en su implementación y operación; es decir, que la sustancia utilizada para remover esos componentes acidos, pueda ser recuperada y reciclada en el proceso.

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En general, las acciones implementadas para eliminar los componentes no hidrocarburos de las mezclas de gas natural se realizan utilizando por ejemplo, algún proceso de los varios que existen en la industria, como los procesos con solventes químicos, solventes físicos, lechos solidos, con membranas y entre otros. Ante este abanico de alternativas alternativas de endulzamiento, endulzamiento, y en función de las características características particulares del gas y las condiciones del proceso establecidas, el ingeniero deberá escoger una opción que reúna las mejoras técnicas, garantizando que el proceso sea sostenible en el tiempo y que se obtengan las condiciones para la venta del gas natural

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Analizar los diferentes procesos de endulzamiento del gas natural y observar sus ventajas y desventajas de cada una de ellas

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Estudiar los procesos con solventes fisicos

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Estudiar los procesos con solventes hibridos o mixtos

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Estudiar los procesos por adsorción de lechos solidos o secos.

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Estudiar los procesos con membranas

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Estudiar los procesos criogenicos

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Observar y analizar las ventajas y desventajas de cada uno de los procesos de endulzamiento del gas

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DEFINICIONES PREVIAS

Gas acido Un gas transportado o destinado al consumo doméstico, que contenga más de 0,25 granos de H2S por 100 pies cúbicos ó 4 ppm, se considera un gas ácido. La definición de gas ácido aplica también al contenido de CO2, el cual no es tan indeseable como el H2S. Generalmente es práctico reducir el contenido de CO2 por debajo del 2% molar. La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene ≤ 4 ppm de H2S; < 3% de CO2 y ≤ 6 a 7 lbs. de agua/ 1 millon de pcn.

El ácido sulfhídrico, también conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales.

El dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es soluble en agua, y la solución generada puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, de aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua.

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL El Endulzamiento del Gas Natural se refiere al proceso de eliminación de la corriente de gas natural a los elementos ácidos como el H2S y el CO2 que son corrosivos en presencia de agua, con el objetivo de dejar el gas dentro de la norma, sea para el transporte o para la comercialización y distribución, y además evitar problemas operacionales de corrosión durante el proceso.

RAZONES PARA REALIZAR EL ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL Se agrupan en los siguientes renglones: 

Por razones de seguridad ya que los mismos afectan a los seres vivos y al medio ambiente en general

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Para satisfacer las especificaciones de venta e incrementar el poder calorífico



Permitir un procesamiento “aguas abajo” apropiado. Este es el caso del proceso criogénico (el CO2 puede congelarse a temperaturas cercanas a los -70



C)

Para mejorar la recuperación de crudo por inyección del CO2, el cual es removido del gas natural y reinyectado en el yacimiento

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Por ser operacionalmente mas problemáticos, ya que forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas, lo que produce corrosión en las líneas de transporte y distribución.

CLASIFICACION DE LOS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO Los distintos procesos de endulzamiento se pueden clasificar en las siguientes categorías:       

Procesos con solventes químicos. Procesos de conversión directa. Procesos con solventes físicos. Procesos con solventes híbridos o mixtos. Procesos de lecho sólido o seco. Nuevos procesos (membranas). Criogénicos.

Todos los procesos mencionados anteriormente serán estudiados a detalle en este trabajo, a excepción de los procesos con solventes químicos y de conversión directa.

4.1. Procesos con Solventes Físicos 

Características

En estos procesos, el solvente físico utilizado, absorbe el contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas entre el solvente utilizado y los gases ácidos. Se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos, como el ácido sulfhídrico (H2S) asi como también al dióxido de carbono (CO2) y los compuestos orgánicos de azufre, tales como (COS; CS2 ; Mercaptanos) en función de las solubilidades correspondientes. Los solventes utilizados para la remoción de gases contaminantes del gas natural, también tienen una fuerte afinidad con el agua, por tanto el solvente deshidrata el gas simultáneamente.

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Siguiendo la secuencia establecida, a continuación se describirán los principales procesos de endulzamiento que trabajan con solventes físicos.

1. SELEXOL El proceso SELEXOL se usa para la purificación del gas por remoción del H2S, CO2, COS, mercaptanos, etc. de las corrientes de gas por absorción física. El solvente dimetil-éter de polietilen-glicol, (nombre comercial Selexol), tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre mientras retiene la capacidad de absosber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas. Una característica adicional del proceso Selexol es su capacidad de deshidratar gas natural hasta alcanzar especificaciones de tuberías. El Selexol no es recomendable para aplicaciones de baja presión. Así como ocurre con todos los solventes físicos, hay gran co-absorción de Hidrocarburos. Esto obliga al reciclaje de los hidrocarburos recuperados y a su utilización en el sistema de combustible. Una segunda desventaja del proceso Selexol es su viscosidad a la temperatura de operación, lo cual obliga a diseñar con tiempos de retención muy grandes, con el fin de permitir la separación total del gas. Esto puede convertirse en una desventaja en los diseños costa afuera debido a los inventarios de líquidos, el espacio requerido y el peso. El proceso Selexol, desarrollado por Allied Chemical Corporation, es ahora propiedad de la Norton. El Selexol ha sido operado exitosamente en instalaciones costa afuera por la Marathonxs Brae. . El proceso sirve para “endulzar” gas natural ácido; gas producto de la gasificación de carbón o petróleo e hidrocarburos livianos, gases compuestos de la reformación de vapor u oxidación parcial y gases de refinería, produciendo combustible con menos de 1 ppm de azufre total y el agua a menos de 0,112 gr./ 3 (7lb/ MM pcn). El CO2 puede ser retenido o removido según se requiera.

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Una planta Selexol consiste de un absorbedor junto con medios para desorber por expansión y/ o despojamiento. Para mejorar la selectividad natural hacia compuestos sulfurosos algunas veces se incluye el reciclaje. Las temperaturas pueden ser controladas muchas veces sin calentamiento o enfriamiento externo, usando turbinas hidráulicas e intercambiadores de calor. No se necesita recuperador de solvente ya que no existe degradación. Esto, junto con una presión de vapor baja significa pérdidas de solvente también bajas. El solvente no es corrosivo y no forma espuma. La absorción de las impurezas es esencialmente proporcional a sus presiones parciales. Las condiciones de alimentación pueden variar en un amplio margen en el equipo existente. A otro extremo del proceso, el solvente es regenerado por desorción física en lugar de descomposición química.

2. SEPASOLV MPE El proceso Sepasolv MPE es propiedad de la BASF, utiliza como solvente una mezcla de polietilénglicol, dialquiléteres (éteres dialquílicos) y puede alcanzar las especificaciones del gas por debajo de 100 ppm de CO2. El proceso es similar al Selexol, también es capaz de deshidratar el gas a un nivel aproximado de 5 libras por millón de pcn.

3. CARBONATO DE PROPILENO O SOLVENTE FLÚOR El carbonato de propileno es producido por Down Chemical Co. El proceso que lo usa está patentado por Flúor, por lo cual se llama Solvente Flúor (“Flúor Solvent”). El solvente Flúor emplea un compuesto orgánico anhídrido y carbonato de propileno para remover CO2 y H2S de la corriente de gas natural. El uso de este solvente de alta capacidad, el cual absorbe el gas ácido por solución física, permite la regeneración del solvente simplemente por disminución de la presión del solvente rico, generalmente sin la aplicación de calor. En general este proceso es más apropiado para los casos donde la presión parcial de CO2 más H2S en el gas de alimentación es alta, mayor que unos 5,17 bar (75 psi) y, además, el contenido de hidrocarburos pesados es bajo. El arreglo del proceso seleccionado para cualquier instalación en particular dependerá de varios factores. Estos incluyen el grado de purificación requerido para CO2 y H2S en el gas de alimentación, la presión de operación, etc. Los esquemas de corriente dividida pueden aplicarse a ciertas situaciones y otras técnicas pueden emplearse para asegurar la producción de un gas para la venta que contenga 4 ppm. (0,25 granos de H2S /100 pcn). Otras veces, la expansión atmosférica simple o expansión al vacío será el método preferido de regeneración del solvente. Las turbinas hidráulicas movidas por el solvente rico y turbinas de expansión de gas en las

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corrientes del gas expandido, separadas a presiones intermedias, son renglones comunes en las plantas de Solvente Flúor. Estos dispositivos conservan la energía y reducen los requerimientos de refrigeración externa. El carbonato de propileno es un líquido incoloro con un ligero olor agradable que ha ido creciendo en importancia como un solvente para la remoción de dióxido de carbono de las corrientes de gas natural a alta presión. La conveniencia del carbonato de propileno para esta aplicación estriba en una combinación única de atributos, tales como:         

Alto grado de solubilidad para dióxido de carbono. Bajo calor de reacción con dióxido de carbono. Baja presión de vapor a temperaturas de operación. Baja solubilidad del hidrógeno e hidrocarburos de bajo peso molecular presentes en la corriente del gas. Aparente falta de reactividad hacia todos los componentes del gas. Baja viscosidad Baja hidroscopicidad. Alta estabilidad bajo condiciones operacionales. Poca reactividad con metales comunes.

Las ventajas específicas del proceso incluyen simplicidad, bajos requerimientos de energía térmica y de bombeo. Economía favorable. El carbonato de propileno tiene una alta solubilidad al CO2, no obstante, está limitado para operar con agua, razón por la cual sólo sirve para trabajar con gas seco.

4. RECTISOL El proceso Rectisol tiene licencia de Linde & Lurgi. Utiliza un solvente orgánico, por lo general metanol. Puede trabajar a temperaturas por debajo de 0°C, en –30°C, deshidrata el gas de la alimentación y se recupera mediante destilación. El equipo va asociado con el enfriamiento del gas de la alimentación, es pesado y requiere aleaciones especiales de acero al cromo, para bajas temperaturas. La pérdida de solventes por evaporación es alta y la recuperación del solvente es compleja.

5. PURISOL El proceso Purisol fue desarrollado por Lurgi, propietaria de la licencia. El solvente es NMETILPIROLIDONA (NMP) y es capaz de llenar especificaciones de hasta 0,1% molar de CO2. El proceso deshidrata el gas de la alimentación, lo que hace necesario lavar con agua el gas tratado para recuperar el Purisol vaporizado, el cual tiene una presión de vapor alta. Así como el caso anterior, este proceso no ofrece ventajas especiales para ser recomendados en instalaciones marítimas.

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Consideraciones para su seleccion

Como la absorción se caracteriza por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos, por lo tanto la elección del proceso depende también de la presencia de estas impurezas en el gas como el CS2 (Disulfuro de Carbono) y el COS (Sulfuro de Carbonilo), porque pueden afectar de forma adversa a la eliminación del sulfuro de Hidrógeno. Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados, el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y su separación no es económicamente viable. Las características deseables en un solvente para la absorción física son las siguientes:



Baja temperatura de operación para reducir al mínimo las pérdidas de solventes Baja solubilidad en el solvente de los componentes hidrocarburos del gas. En condiciones normales operacionales no debe existir degradación del solvente. No debe generarse ninguna reacción química entre el solvente y cualquier componente del gas de alimentación. Ninguna corrosión con los metales comunes.



Condiciones de operacion

   

Principalmente los procesos de absorción física son utilizados cuando la presión del gas es alta y a temperaturas bajas y ademas cantidades apreciables de contaminantes; obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación.



Regeneracion del solvente

Son regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. La regeneración del solvente es usualmente acompañada por un separador flash a una presión mas baja que en el proceso de absorción con una entrada moderada de calor. Los bajos requerimientos de calor en la etapa de regeneración del solvente se deben al poco calor de absorción; como resultado, los solventes físicos resultan más

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competitivos que los solventes químicos, sin embargo la inclusión de un ciclo externo de refrigeración y su requerimiento energético puede cancelar esta ventaja.



Esquema general del proceso de absorción física

El diagrama de flujo y los equipos requeridos para este proceso puede variar de acuerdo al nivel de recuperación de gases contaminantes que se necesite y a las condiciones de operación. En la figura N° 1 se observa el proceso, cuando el gas ácido ingresa al separador de entrada, y de allí pasa a la torre contactora. También se observan los tanques de dióxido de carbono donde ocurre la deserción o despojamiento, para que al final del proceso se observe la eliminación del sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas natural. Figura N° 1 Esquema general del proceso de absorción física

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Ventajas y desventajas

VENTAJAS  

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La principal atracción de los procesos con solventes físicos es la remoción bruta de gas acido. Otra de las principales ventajas de la absorción física es la selectividad, dado que el sulfuro de hidrógeno es mucho más soluble que el dióxido de carbono, puede ser eliminado selectivamente de un gas que contenga ambos. Habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados tales como hidrocarburos de alto peso molecular y compuestos sulfurados sin la formación de productos de reacción no deseados. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea, lo que hace que el proceso sea de un alto grado de eficiencia económica. Las bajas temperaturas de operación, la no corrosividad, hacen que el material de construcción pueda ser acero al carbono. Por, otro lado, dado que no existe reacción química entre el solvente y el soluto, se necesita un menor consumo de energía para desorber los gases ácidos, y su posterior eliminación de la corriente de gas natural. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos.

DESVENTAJAS 



La principal desventaja de la absorción física es que el proceso puede complicarse debido a la presencia de absorción selectiva en etapas, deserción en varias etapas, los reciclos, etc Una de las principales desventajas de la utilización de los solventes físicos es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C3+), y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los hidrocarburos, disminuyendo con ello la efectividad del proceso de endulzamiento.

4.2. Procesos con solventes híbridos o mixtos 

Características

En este tipo de procesos se trabaja con la combinación de solventes físicos y químicos. Lógicamente, el mismo presenta las características de ambos. Los solventes hibridos son mezclas de una amina, un solvente físico y agua (solución acuosa de aminas y un solvente físico), que al fluir a contracorriente con el gas a ser endulzado en una torre de absorción, permite la reacción del solvente químico con el 12


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H2S y CO2 y al mismo tiempo se hace presente el proceso de difusión por la diferencia de presiones parciales entre el gas y el solvente físico; para cada uno de los gases a ser removidos. En general, el proceso de absorción físico-química permite la remoción simultánea de H2S y CO2.

PROCESOS CON SOLVENTES HIBRIDOS

A continuación se describiran las principales características de los procesos que trabajan con solventes híbridos.

1. SULFINOL El proceso SULFINOL es el único con múltiples referencias industriales. SHELL es la compañía dueña de la licencia de este proceso, el cual se basa en el uso de una mezcla acuosa de Alcanolaminas como solvente químico (DIPA, MDEA o Dióxido de Tetrahidrotiofeno) y un solvente físico patentado para el proceso llamado Sulfolano. El proceso se denomina SULFINOL-D cuando se usa DIPA, y SULFINOL-M cuando se utiliza MDEA; y en ambos se combina el efecto de la absorción química de las aminas y la absorción física de solvente Sulfolano. El Sulfinol es un proceso en el cual se combinan las características de un proceso con solvente físico y uno de amina. El absorbente físico, Sulfolano, permite cargas muy altas de gas ácido a presiones parciales altas, dándole su capacidad de remoción en masas, mientras que la amina, reducirá los gases ácidos residuales a valores muy bajos. Es excelente para mercaptanos, COS y CS2, así como otros gases ácidos y es muy estable. Si en el gas están presentes hidrocarburos aromáticos, estos serán absorbidos, así como también los hidrocarburos parafínicos pesados, aunque en menor grado.

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La poca tendencia a la formación de espuma permite el uso de altas concentraciones de solvente y aminas, además de un acercamiento mayor al equilibrio con el gas ácido. Las especificaciones para gas natural que se obtienen son: H2S................ ...por debajo de 4 ppm (0,25 granos/100 pcn) CO2............... ....por debajo de 0,3 mol % Azufre total....... por debajo de 17 ppm(1 grano/100 pcn) Las presiones de absorción dependen de las condiciones del gas que llega a la planta, y varían desde niveles ligeramente superiores a la atmosférica, hasta 69 bars (1.000 Ipcm) o más. La temperatura del absorbedor cambia con la presión de operación, mientras la circulación del solvente varía con la tasa de gas de alimentación y el contenido de gas ácido. Las tasas de circulación son relativamente bajas comparadas con los procesos de amina convencionales.

1.1.

SULFINOL-D

El proceso sulfinol fue desarrollado por Shell. La versión D, del solvente es una mezcla de SULFOLANO, DIPA y AGUA. El Sulfolano actúa como solvente físico y la DIPA como solvente químico. El diagrama de flujo es una combinación de solventes físicos y químicos y la regeneración del fluido se efectúa por separación y por fraccionamiento. Esta versión del proceso Sulfinol es más aplicable para bajas especificaciones del gas tratado (menos de 500 ppm,v) y puede remover H2S, COS y mercaptanos.

1.2.

SULFINOL-M

El Sulfinol M, es un proceso desarrollado más recientemente y específicamente ajustado a la remoción bruta del CO2 (por debajo del 1%) o selectiva para la remoción del H2S. El solvente es una mezcla de MDEA, Sulfolano y agua. El diagrama de flujo es esencialmente el mismo del Sulfinol D. EL solvente del Sulfinol M tiene características más cercanas a un solvente físico puro, que el Sulfínol D. El Sulfinol M, es un proceso competitivo para aplicaciones costa afuera, donde se requiere de la remoción de grandes cantidades de CO2 a especificaciones de tuberías.

2. AMISOL El proceso Amisol utiliza mezclas de metanol, MEA o DEA y aditivos. Es efectivo para la remoción del CO2 por debajo de 5 ppm,v . La absorción se produce a temperatura ambiente y la regeneración por debajo de 176°F (80°C). Debido a las pérdidas, el gas tratado y las corrientes de gas ácido deben ser lavados con agua, con el fin de recuperar el metanol. La recuperación del solvente se hace por destilación.

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Este proceso tiene licencia de Lurgi ; es poco probable que este proceso compita costa afuera, debido a la complejidad del diagrama de flujo y al peso de los equipos.

3. FLEXSORB- PS Este proceso utiliza una mezcla acuosa de aminas Impedidas con un solvente orgánico y es similar al Sulfinol M. El proceso tiene licencia de la Exxon, está bajo desarrollo pero se dice que será recomendado para la remoción de cantidades brutas de gas ácido. La Exxon opera su proceso por si misma y lo anuncia con un ahorro de energía del 25% sobre los procesos convencionales de amina orgánica. El solvente se reporta como estable, con muy poca degradación y también absorben el COS y los mercaptanos lo cual lo hace un proceso competitivo.

4. OPTISOL El solvente OPTISOL es un desarrollo reciente de C-E Natco. y es una mezcla de solvente orgánico con agua y amina, el proceso es similar al Sulfinol M, selectivo para la remoción de H2S, el COS, CS2, y la remoción de mercaptanos. 

Consideraciones para su selección

Se puede remover CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos dependiendo de la composición del solvente. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la composición del solvente y/o el tiempo de contacto.



Regeneracion del solvente

La regeneración se logra por la separación en múltiples etapas y fraccionamiento.



Esquema general del proceso hibrido o mixto

Como en los procesos con aminas, el gas de alimentación entra por el fondo del absorbedor y entra en contacto (contracorriente) con el solvente que desciende desde el tope de la columna. El gas tratado sale por el tope del absorbedor, mientras que el solvente rico en componentes no hidrocarburos sale por el fondo y es enviado a un separador tipo ¨flash¨ (la presión dentro del recipiente cae súbitamente). La solución rica que abandona el separado r “flash” es precalentada en un intercambiador a la presión del ciclo de regeneración. El producto que sale por el tope de la regeneradora (gases no hidrocarburos y vapor de agua) es condensado (mediante enfriamiento por agua o aire) y recolectado en el recipiente de reflujo. El producto que sale por el tope del recipiente de reflujo son gases no hidrocarburos húmedos, los cuales son enviados a una unidad de recuperación de Azufre. El agua condensada del recipiente de reflujo es bombeada de regreso al tope de la columna para servir como reciclo.

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Figura N° 1.2 Diagrama del proceso con solvente hibrido 


Ventajas • Exhibe excelentes capacidades para la extracción de H2S y CO2. Tienen buena capacidad para extraer gases ácidos a presiones bajas, de 100 a 300 Lpc. • Pueden extraer COS, RSR y CS2 sin degradación. La eliminación de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano. • La eliminación selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos, especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la eliminación de COS, RSR o CS2. Desventajas • No son procesos comerciales, hay que pagar derechos para poderlo aplicar. • El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar en un “reclainer”. Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un “rec lainer que trabaja al vacío¨ en lugar de un “reclainer atmosférico¨. • Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneración se pueden presentar pérdidas por evaporación. • Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorción excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.

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4.3. Endulzamiento a Través de los Lechos Sólidos o secos 

Características

Aquí para la eliminación de los gases ácidos entre los mas usados estan los Tamices Moleculares y las Esponjas de Hierro




Se usa a bajas concentraciones de ácidos, y simultáneamente se puede secar el gas. Los llechos solidos operan con ciclos de trabajo y también se pueden utilizar para deshidratar el gas natural. Se usan para absorber físicamente los componentes ácidos (H2S y CO2).

a.- Endulzamiento a través de las Mallas o Tamices Moleculares: Las mallas o tamices moleculares son sistemas de lecho sólido, donde a través de estos agentes fluye el gas ácido para remover los constituyentes ácidos. Se utiliza para el endulzamiento del gas natural, en plantas de de Gas Natural Licuado (GNL), donde el (CO 2) esta presente en cantidades de 1,5 a 2% molar, en el tratamiento de líquidos, para secar el gas de alimentación a una planta criogénica, en la remoción de (H2S) y Mercaptanos (RHS), de una corriente de dióxido de carbono. En la figura 25 se presenta la estructura de los tamices moleculares. Figura 25 Estructura de los Tamices Moleculares:

Los tamices moleculares, por lo general son arcillas silicatadas, que tienen una estructura dependiendo del número de tetraedros unidos, que es lo que se muestra en la figura 25 El proceso de endulzamiento a través de tamices moleculares tiene ventajas en la remoción de sulfuro de hidrógeno y mercaptanos, que son separados de una corriente de

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dióxido de carbono También es aplicable para el tratamiento de líquidos, o como medio de purificación después de remover cantidades brutas de gases ácidos en otros procesos. La tecnología de Mallas Moleculares aplica en la remoción del dióxido de carbono, pero este no es un proceso atractivo para altas tasas de flujo y/o grandes concentraciones de (C02). Los tamices moleculares se utilizan extensivamente en las plantas del gas natural licuado (GNL), donde el (C02) esta presente en concentraciones que oscilan entre 1,5 y 2,0% molar. Los tamices moleculares se utilizan también en la deshidratación del gas natural, donde se utilizan para llevar el gas natural a contenido de agua, que están mucho más debajo de lo que indica la norma, lo cual ocurre cuando el gas natural debe de ir a los procesos criogénicos, donde el contenido de agua que indica la norma es muy alto. Los agentes endulzadores sólidos se usan en un lecho, a través del cual, fluye el gas ácido para remover los constituyentes ácidos. La regeneración del lecho sólido se logra reduciendo la presión y/o aplicando calor. Usualmente una pequeña cantidad de gas fluye a través del lecho para remover sus constituyentes ácidos a medida que son desadsorbidos. Debido a la inversión inicial y a las dificultades operacionales, estos tipos no son recomendados para volúmenes no mayores a unos 15MMPCND en procesos de endulzamiento del gas natural. En general, el orden de adsorción es: agua, sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono. Para la remoción de (H2S) y (CO2), el agua debe removerse inicialmente, resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso. Sin embargo, en los lechos de adsorción de (H2S) y (CO2) el gas usado en la regeneración es venteado para remover el (H2S) y (CO2) adsorbidos. Generalmente los butanos y más pesados (C4+) contaminan los lechos adsorbentes, reduciendo, substancialmente, su capacidad de remoción de (H 2S) y (CO 2) Por lo tanto, es deseable un sistema aguas arriba para retirar los hidrocarburos pesados. El gas tratado cumple con las especificaciones para tuberías y es apropiado para la alimentación de plantas criogénicas. El proceso involucra dos o más adsorbedores de lecho fijo y otras instalaciones de regeneración. Por lo menos, un lecho está en adsorción en todo momento, mientras los otros lechos están siendo regenerados. El gas natural pasa a través del lecho en servicio, donde se remueven el o los materiales impuros hasta lograr las especificaciones del producto. El gas de regeneración seco se calienta a (400 – 600°F), a través del calentador, luego se pasa en contracorriente con el flujo normal a través del lecho adsorbedor que está siendo regenerado. El gas impuro absorbido en el lecho se enfría, y el agua líquida se separa, mientras que la corriente de gas se envía a la línea de gas combustible, o sigue para el tratamiento subsiguiente. La selección del tipo apropiado de tamiz molecular depende de las impurezas que se van a remover. El tipo 4A es el más comúnmente usado para deshidratación y el tipo 4A-LNG para dióxido de carbono. Los tamices moleculares que se usan para secar el gas de alimentación a una planta criogénica también pueden usarse para secar la planta durante el paro y antes de los arranques. El tamaño de la unidad depende de la concentración de las impurezas en la alimentación y de otros factores. Generalmente, los tamices moleculares se usan para endulzamiento cuando el dióxido de carbono puede permanecer en el producto.

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Figura26 Lechos Sólidos o Tamices Moleculares

En la figura 26 se observa que el gas ácido se pone en contacto con lecho conformado por el tamiz molecular, cuando se ponen en contacto ocurre el proceso de adsorción, que elimina el gas ácido de la corriente de gas, al final del proceso por calentamiento ocurre la deserción, y sale el gas dulce y por otro lado las gases ácido, en donde en una planta de recuperación de azufre, se puede obtener el azufre elemental.

Ventajas  Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.  Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.  Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente. Desventajas  No es un proceso atractivo para altas tasas de flujo y/o grandes concentraciones de dióxido de carbono.  Tiene afinidad con la formación de hidratos a altas presiones y con temperaturas que oscilan en el intervalo donde los hidratos se pueden formar.

b.- Endulzamiento a Través de las Esponjas de Hierro. Este proceso fue desarrollado en Europa, Estos componentes son selectivos para los compuestos de azufre y otros agentes oxidables, pero el método no es efectivo para componentes que no sean oxidables a las condiciones de operación. Los óxidos de hierro se mezclan con viruta de madera ara formar un material que puede reaccionar con el H 2S del gas. Las virutas sirven como un agente esponjoso que permite el paso fácil. del gas y provee área para el contacto del óxido de hierro con el gas. Este método no se recomienda para remoción en masa de grandes cantidades de H 2S. La economía limita su aplicación a los gases que contengan menos de 320 ppm,v de H 2S. 19


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Los óxidos tienen una gran variabilidad en sus propiedades dep uradoras hacia el sulfuro de hidrógeno, la eficiencia del proceso esta relacionada con el estado fisicoquímico de los componentes. El contenido de humedad, juega un importante papel en la reacción. Parte del óxido que reacciono puede ser regenerado en forma parcial con aire en presencia de humedad. La reacción se considera una oxidación por vía, según lo siguiente:

Las reacciones (36 y 37) se fundamentan en que las partículas de los óxidos de hierro son casi totalmente puras. La ventaja de este método es que utiliza a la materia prima como la Limonita, por ejemplo que se encuentra en el Cerro Bolívar del Estado Bolívar. La reacción es efectiva cuando la granulometría del material tiene un tamaño promedio de 2mm, la porosidad tiene un valor de 0,08 3 / g 3 . Las limitaciones están relacionadas con la calcinación y reducción en el exterior. Las esponjas de hierro son los rizos de madera que resultan de la carpintería, y se recubren de hierro hidratado, normalmente empacado en varias texturas y tamaños. La madera sirve para espaciar el ingrediente activo, que es el óxido de hierro, y para controlar la distribución del gas en el sistema, evitando caídas de presiones excesivas que afectan la eficiencia del proceso. Las calidades de recubrimiento se suelen preparar con 6,6; 15,0 o 20, o libras de óxido de hierro por 8 galon es

Entre las ventajas del proceso, se pueden enumerar las siguientes: I. Provee una remoción completa de concentraciones de sulfuro de hidrógeno pequeñas a medianas, sin remover el dióxido de carbono. Es un proceso selectivo. 2. Requiere de poca inversión, en comparación con otros sistemas. 3. Es igualmente efectivo a cualquier presión de operación.

Desventajas: 1. Requiere de una instalación duplicada, o en su defecto, de la interrupción del caudal del gas que se procesa. 2. Tiene afinidad con la formación de hidratos cuando es operado a altas presiones y con temperaturas que oscilan en el intervalo donde los hidratos se pueden formar 3. Remueve el etil mercaptano, que suele agregarse al gas como odorizante. 4. Con la entrada del aceite o destilados, el recubrimiento de la esponja de hierro requerirá de cambios más frecuentes.

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El proceso de adsorción se basa en la interacción del gas natural con un sólido adsorbente. Al pasar el gas por el adsorbente, queda atrapado el compuesto afín al sólido mediante débiles fuerzas superficiales. La capacidad y cinética de adsorción dependen de la presión y temperatura de operación, además de otros factores tales como el tamaño del poro del adsorbente, volumen del poro, área, y afinidad del gas por el adsorbente. Coincidiendo mejores funcionamientos a presiones parciales elevadas y bajas temperaturas, obligando ello a comprimir y enfriar el gas antes de su contacto con el adsorbente. Los adsorbentes utilizados son lechos de alúmina, zeolitas y fundamentalmente carbón activado, adsorbente físico, que además, se regenera fácilmente. También se pueden utilizar los adsorbentes híbridos (alúmina gel y silica gel) cuyo comportamiento es una mezcla entre absorción y adsorción. Un inconveniente de la adsorción es la selectividad del proceso, ya que presencia de otros compuestos del gas (vapor de agua), pueden conseguir sitio en una zona activa del adsorbente, restando capacidad de adsorción del CO1. Otro inconveniente muy importante, es la gran superficie necesaria por unidad de masa o volumen de gas adsorbido. Existen dos métodos comerciales, PSA (Pressure swing adsorption) y TSA (Temperature swing adsorption), utilizados principalmente para la producción de hidrógeno y para la separación de CO2 del gas natural antes de ser comercializado, no siendo atractivos para la separación del CO2 a gran escala. En resumen, la adsorción física esta relacionada al uso de tamices moleculares para la remoción de gases contaminantes, pero en pequeñas cantidades o trazas en términos de ppm. También puede ser utilizado aguas abajo del endulzamiento como tratamiento depurador, a fin de remover los compuestos de azufre (mercaptanos) presentes en el gas. El proceso es idéntico al usado para el secado del gas, solo que los tamices moleculares utilizados son diferentes. 

Esquema general del proceso de lecho solido o seco

Figura N° 1.3 Diagrama general del proceso de lechos solidos o secos, 21


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La Figura N° 1.3 muestra un proceso de adsorción física para remover el CO2 de una corriente de gas natural, a través de 2 recipientes con tamices moleculares (uno para la adsorción y el otro para la regeneración de los tamices, generalmente 8 a 12 horas para ambas secuencias). Cuando el H2S, CO2 y el vapor de agua están presentes en el gas alimentado a los tamices moleculares, el agua puede promover la formación de COS con la inter reacción entre el CO2 y el H2S. El COS puede contaminar el gas tratado, pero su formación puede minimizarse al operar a altas presiones y velocidades de flujo y bajas temperaturas. Otro problema se relaciona con la disposición del gas regenerado, principalmente si está utilizado como gas de combustible. La naturaleza cíclica de una operación de adsorción podría dar lugar a descargas máximas de CO2 y/o del H2S en el gas de regeneración que produciría la concentración de estos componentes en 30 a 40 veces mayor que la concentración ácida inicial del gas.

4.4. Procesos de endulzamiento a través de Membranas 

Características

Producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara (Dow Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. La separación se logra aprovechando la ventaja en las diferencias de afinidad/difusividad que poseen las membranas. El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrogeno se difunden más fácilmente que los hidrocarburos, o sea que permean con importante rapidez es por ello que se consideran “gases rápidos” ; p or otro lado los ´gases lentos¨, son aquellos que permean con menor velocidad y por lo tanto permanecen en la parte anterior de la membrana sin difundir como ser el monóxido de carbono, nitrógeno, metano, etano y otros hidrocarburos. Por ejemplo el CO2 pasa a través de una membrana polimérica entre 15 a 40 veces más rápido que el Metano (CH4). Estas características hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en sitios remotos o para tratar volúmenes bajos de gas. El efecto de separación no es absoluto, por lo que habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido.




Los sistemas de membranas son muy apropiadas especialmente cuando la concentración del CO2 en el gas es muy alta. Tambien remueve trazas de H2S, así como vapor de agua presente en el gas de alimentación, sin embargo, cuando la concentración de H2S es considerable (en términos de % molar) esta tecnología no es recomendada debido al efecto perjudicial de este compuesto sobre las membranas.

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En general, en las membranas predomina la selectividad de remoción de gases rápidos con respecto a los gases lentos. Por ejemplo, cuando el CO2 es removido de una corriente de gas natural, el vapor de agua y el H2S son removidos al mismo tiempo,

Tanto la permeabilidad como la selectividad son parámetros de importancia al momento de seleccionar una membrana. Una mayor permeabilidad reducirá los requerimientos de área de membrana para unas condiciones de separación dadas y por ende disminuyen los costos del sistema. Altas selectividades disminuyen las pérdidas de hidrocarburos al momento de remover el CO2 incrementando el volumen de gas en especificaciones. La escogencia habitual favorece a materiales altamente selectivos, los cuales se fabrican lo más delgados posibles para incrementar la permeabilidad. Sin embargo, la reducción de espesor convierte a las membranas en extremadamente frágiles e inutilizables. Esta es la razón por la que en años anteriores los sistemas de membranas no constituyeron procesos viables, debido a que sus espesores ofrecían la necesaria resistencia mecánica pero las permeabilidades eran mínimas. Los avances tecnológicos actuales han permitido sobreponerse a las limitaciones de obtener espesores adecuados para los elementos de membranas y que los mismos simultáneamente presentaran buena permeabilidad para la remoción de gases no hidrocarburos. La solución se basó en producir una membrana que consistía en una capa no porosa extremadamente fina, sobrepuesta en otra capa mucho más gruesa y altamente porosa del mismo material. La estructura de estas membranas se considera asimétrica, en comparación con una estructura homogénea, donde la porosidad de la membrana es más o menos uniforme en todas partes. La capa no porosa resuelve los requerimientos de la membrana ideal, es decir, es altamente selectiva y también delgada. La capa porosa proporciona la ayuda mecánica y permite el flujo libre de los compuestos que permean a través de la capa no porosa. Aunque las membranas asimétricas son una mejora considerable de las membranas homogéneas, las mismas presentan una desventaja. Al componerse de un solo material, son costosas y el hecho de requerir modificaciones especiales para condiciones particulares obliga a ser producidas en pequeñas cantidades. Esta dificultad se puede superar, produciendo una membrana compuesta, que consiste en una delgada capa selectiva hecha de un polímero que se coloca encima de una membrana asimétrica, que se compone de otro polímero. Esta estructura compuesta permite que los fabricantes de membranas utilicen materiales fácilmente disponibles para la porción asimétrica de la membrana y de polímeros especialmente mejorados para optimizar la separación requerida en la capa selectiva. Este tipo de estructuras compuestas se están utilizando en la mayoría de las nuevas membranas diseñadas para la remoción de CO2, debido a que las características de la capa selectiva deseada se pueden ajustar fácilmente sin incurrir en incremento de costos significantes.

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

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Condiciones de operación

Durante el proceso, el gas tratado por la membrana se encuentra a una presión cercana a la presión del gas de alimentación de las mismas, mientras que el permeado tiene una presión menor (entre 1 y 4 atmósferas absolutas). Si se desean entonces altos niveles de flujo, deberán emplearse los materiales correctos para fabricar las membranas adecuadas a las condiciones de procesos a las cuales se someterán.



Esquema general del proceso por membranas

El esquema de procesos con membranas más simple es un esquema de una etapa de flujo, en el que el gas de alimentación se separa en una corriente residual rica en hidrocarburos y otra corriente rica en CO2 como lo muestra la Figura N° 1.4.

Figura N° 1.4 Esquema de Flujo de una Etapa de Endulzamiento 


VENTAJAS 

Una de las principales ventajas de las membranas es la selectividad de remoción de gases rápidos con respecto a los gases lentos. Por ejemplo, cuando el CO2 es removido de una corriente de gas natural, el vapor de agua y el H2S son removidos al mismo tiempo,

DESVENTAJAS  

Se aplicación de las membranas solo son ideales para volúmenes bajos de gas. El efecto de separación no es absoluto, por lo que hay pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido.

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4.5. Proceso Criogénico El proceso criogénico, es un proceso exclusivo para la remoción de CO 2 del gas natural, de este modo, si el H 2S está presente en la mezcla y requiere ser removido, deberá incluirse un proceso exclusivo para tal fin, aguas abajo del proceso criogénico. Los procesos criogénicos operan a bajas temperaturas, cercanas al punto de solidificación del CO 2 y han sido implementados para su remoción masiva del gas natural. El dióxido de carbono es uno de los principales componentes del gas natural que debe ser eliminado a un nivel aceptable por el productor de gas antes de la exportación. Las tecnologías convencionales de eliminación de CO2 eliminan el CO2 del gas natural a baja presión y liberan a la atmósfera. Este artículo examina un método alternativo, la tecnología criogénica, para eliminar el CO2 del gas natural en una forma líquida por lo que puede ser bombeado fácilmente a la presión requerida para su almacenamiento. Los procesos de disolventes químicos y físicos son los métodos convencionales de extracción de CO2. Los disolventes químicos (por ejemplo: alcanolaminas, sales alcalinas) eliminan el CO2 mediante una reacción química en condiciones cinéticamente favorecidas. Los disolventes físicos (por ejemplo: metanol) absorben CO2 disolviendo en la fase líquida, ambos procesos de disolventes implican regeneración y circulación de disolventes. La tecnología criogénica utiliza un sistema de proceso criogénico para eliminar el CO2 del gas natural, evitando al mismo tiempo las deficiencias del tratamiento convencional con gas ácido. La tecnología criogénica elimina el consumo de agua, el uso de productos químicos y la corrosión.

DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA El dióxido de carbono en su forma pura, posee propiedades termodinámicas únicas y distintas en comparación con los los hidrocarburos en gas natural. La tecnología criogénica utiliza la propiedad de solidificación distintiva de CO2 como base de la separación de CO2 de los otros componentes ligeros del gas natural. El CO2 puro tiene un punto de sublimación (a la presión atmosférica, el CO2 no existe como líquido) de -78,5 ° C en comparación hasta el punto de fusión de -182 ° C para el metano, que es el principal constituyente del gas natural. Una mezcla de gas natural consistente en hidrocarburos ligeros y CO2 se "dividirá" en fases de vapor, líquido y sólido cuando se someta a equilibrio termodinámico en ciertas condiciones de presión y temperatura. La fase sólida producida CO2 será pura, mientras que las fases de líquido y vapor constarán tanto de CO2 como de hidrocarburos.

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Figure 1: envolvente de fases de CO2 y gas natural El comportamiento termodinámico anterior puede ilustrarse en una envoltura de fase de una mezcla gaseosa que contiene 50 moles % De CO2, 40% en moles de metano y el resto de hidrocarburos ligeros (véase la figura 1). Las regiones trifásicas (V-vapor, Llíquido, S-sólido) se muestran en la envolvente de fase, las curvas rojas indican el equilibrio entre dos fases Y las curvas azules indican equilibrio entre tres fases. Una trayectoria de funcionamiento termodinámica típica del proceso criogénico se muestra mediante las flechas negras. El vapor Mezcla a presión intermedia y temperatura ambiente (punto "1") se enfría a una temperatura justo por encima del punto de congelación del CO2, por el cual una parte o la totalidad de la corriente se condensa hasta una fase líquida (punto '2'). El líquido es entonces destellado a través de una válvula Joule-Thomson, creando un destello isentálpico, de modo que el fluido se divide en vapor, líquido y sólido (Punto «3»). Desde el punto de vista del proceso, la temperatura de pre enfriamiento (punto '2') y la presión de flash isentálpica (Punto '3') se seleccionan de manera que la composición de CO2 en fase de vapor es mínima y el metano en fase líquida la composición es mínima. La separación física de la fase ligera y de las fases densas se consigue en un separador, de forma que la fase de vapor tenga un CO2 suficientemente bajo para ser adecuado para la exportación mientras que la fase densa es rica en CO2 y pueden enviarse para su eliminación. El CO2 sólido recogido en el fondo del recipiente se funde utilizando una fuente de calor, de manera que se mezcla con la fase líquida que se va a retirar del recipiente. Como en el separador criogénico los líquidos se dirigen a la eliminación, es esencial que la concentración de hidrocarburos sea mínima dentro del CO2 líquido Y como el vapor separado está dirigido a las ventas, también es crítico mantener las especificaciones de gas de venta para contenido de CO2. Por lo tanto, el gas de alimentación del separador criogénico está pre configurado para tener ciertas concentraciones de CO2 y etano más especificaciones de la composición. Estas concentraciones se obtienen a partir de extensos ensayos de campo y Modelos termodinámicos.

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Los esquemas de proceso se basaron en:  el contenido de CO2 (alto:> 20% en moles o bajo: <20% en moles),  contenido en LGN (pobre o rico). El gas pobre aquí se define como corrientes donde la recuperación de Líquidos de gas natural (LGN) se considera poco rentable y el gas rico se define como corrientes donde la recuperación de LGN es Considerado económico. En la figura 2 se muestra una configuración de proceso para un gas pobre en CO2 reducido. El gas de alimentación se deshidrata inicialmente a un nivel bajo Agua (5 ppm) para manejar operaciones criogénicas aguas abajo. El gas es entonces intercambiado térmicamente con el gas tratado y el CO2 frío antes de enfriar a una temperatura justo por encima del punto de congelación de CO2. El líquido es entonces expandido a través de una válvula Joule-Thomson entrando en el separador criogénico como una mezcla de tres fases. El CO2 sólido Recogida en el fondo del separador es fundida por un calentador y separada con los líquidos. El gas está comprimido a las especificaciones de ventas de gas y el líquido bombeado a la presión de eliminación requerida. Esta configuración del proceso es Considerado como el diseño del caso base para el proceso criogénico y las modificaciones posteriores se discuten a continuación.

La configuración del proceso para un gas rico en CO2 bajo se muestra en la figura 3. La configuración del proceso de la caja base es modificado añadiendo una columna de recuperación de líquidos de gas natural (LGN).

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La configuración del proceso para un gas con alto contenido de CO2 se muestra en la Figura 4. El caso base se modifica para añadir una columna para la eliminación de CO2 a granel en forma líquida y la alimentación criogénica consiste en alrededor de 20% en moles de CO2.

Una configuración alternativa para gas de alto contenido de CO2, combina dos separadores criogénicos en serie, como se muestra en Figura 5. El CO2 en el gas de alimentación se reduce a aproximadamente 20% en moles en el primer separador criogénico y Previamente comprimido en el segundo separador criogénico.

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La configuración del proceso para un gas rico en CO2 alto se muestra en la Figura 6. Esta configuración del proceso tiene agregado una columna de recuperación de liquidos del gas natural (LGN) junto con la columna de eliminación de CO2 a granel.

Ventajas  No se libera CO2 a la atmosfera  Mayor remoción de CO2  No se requiere sistema de calefacción de proceso  Ningún producto químico es requerido por el proceso, por lo tanto, no hay costos consumibles  El agua se retira inmediatamente aguas abajo del separador de entrada, por lo que no hay Los costos asociados de monitoreo y mitigación de la corrosión  No hay requisitos de invierno para climas fríos  Sin potencial de formación de espuma

DESVENTAJAS: 

No remueve H2S

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6-Endulzamiento Por Solventes Fisicos, Mixtos, Lechos.

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