La purificación del gas es el conjunto de operaciones destinadas a separar del gas bruto el agua, los hidrocarburos pesados, los gases ácidos, los compuestos de azufre, el mercurio, los aerosoles y otras impurezas para obtener un producto seguro, estable, eficiente y apto para su transporte, consumo o transformación química.
Según la composición y el uso final, la purificación puede incluir separación mecánica, absorción química, adsorción, deshidratación, separación por membranas, procesos criogénicos, desulfuración y recuperación de compuestos aprovechables. En el caso del biogás, el upgrading separa principalmente el CO₂ y otros contaminantes para concentrar el metano y obtener biometano; en el gas natural, el objetivo es cumplir las especificaciones de los gasoductos y proteger los equipos; y en el gas de horno de coque, permite recuperar hidrógeno y otros componentes químicos, además de reducir las emisiones contaminantes.
Por qué es necesaria la purificación del gas
La purificación del gas natural es un paso importante en la industria del petróleo y el gas que permite utilizar el gas natural de forma segura, eficiente y a un coste razonable. En su sentido más amplio, la purificación del gas natural es el proceso de separación de las sustancias indeseables del gas natural bruto que se produce en los pozos de petróleo o en los yacimientos de gas.
Si no se eliminan, estas impurezas pueden causar la degradación de los equipos, reducir el contenido energético del gas y provocar problemas medioambientales como la emisión de gases de efecto invernadero. En primer lugar, el gas natural purificado cumple las normas de calidad de los gasoductos necesarias para su transporte y consumo.
También ayuda a mantener la compatibilidad con los procesos posteriores, por ejemplo, centrales eléctricas, plantas petroquímicas y refinerías de petróleo que utilizan gas natural seco como fuente de energía. Además, la purificación del gas natural es esencial para cumplir las normas medioambientales, sobre todo en países como Estados Unidos, que tienen leyes estrictas sobre la emisión de gases ácidos como el dióxido de azufre.
No se trata sólo de cumplir ciertos requisitos técnicos, sino de proporcionar una energía segura, limpia y eficiente mediante el procesamiento del gas natural. Ante la creciente necesidad de energía limpia, el gas natural es preferible a otros hidrocarburos como el petróleo crudo.
El gas de horno de coque contiene una variedad de sustancias nocivas, como sulfuro, amoníaco, cianuro de hidrógeno, benceno, naftaleno, etc., y su descarga directa causará una grave contaminación al medio ambiente. El gas de coquería es inflamable y explosivo y contiene impurezas que pueden provocar accidentes de seguridad durante el almacenamiento y el transporte si no se tratan.
Principales contaminantes presentes en las corrientes gaseosas
Las corrientes de gas pueden contener agua, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, compuestos orgánicos de azufre, monóxido de carbono, nitrógeno, oxígeno, hidrocarburos ligeros y pesados, alquitrán, naftaleno, benceno, mercurio, aerosoles, polvo fino, terpenos, siloxanos, compuestos orgánicos volátiles y disolventes.
El sulfuro de hidrógeno puede provocar una corrosión grave en tuberías y equipos, cuya reparación puede resultar costosa y plantear riesgos para la seguridad. El CO₂, por su parte, tiene el efecto de reducir el poder calorífico del gas natural y puede solidificarse durante los procesos criogénicos, provocando así obstrucciones y otros problemas.
El agua en la corriente de gas provoca la corrosión de las tuberías y los equipos de procesamiento y acorta considerablemente su vida útil. Además, el agua puede disolver gases ácidos como el CO₂ y el H₂S para formar ácidos altamente corrosivos que agravarían el problema.
Los hidrocarburos saturados y otras impurezas como el mercurio se eliminan en el procesamiento del gas natural para cumplir las especificaciones de seguridad, operativas y medioambientales. El pentano y los alcanos superiores presentes en los hidrocarburos pesados pueden provocar graves problemas en las operaciones posteriores.
El mercurio, incluso en concentraciones muy bajas, ataca las piezas de aluminio de los intercambiadores de calor criogénicos, provocando fallos en los equipos, pérdidas de tiempo de funcionamiento y reparaciones costosas. En el biogás y el biometano también es necesario eliminar terpenos y siloxanos para mejorar la calidad del gas y proteger los equipos.
Etapas generales de la purificación del gas natural
| Paso | Objetivo | Técnicas utilizadas |
|---|---|---|
| Pretratamiento de gas bruto | Eliminar el petróleo crudo, el agua y los sólidos | Separadores, filtros |
| Eliminación de gases ácidos | Eliminar CO₂ y H₂S | Absorción de aminas, adsorción por tamiz molecular, adsorción por cambio de presión (PSA) |
| Deshidratación | Eliminar el vapor de agua para evitar la formación de hidratos | Deshidratación de glicol, tamices moleculares (4A, 13X), alúmina activada |
| Eliminación de hidrocarburos pesados y mercurio | Separar pentanos y mercurio | Tamices moleculares (5A, 13X), carbón activado |
| Recuperación del azufre | Convertir el H₂S en azufre elemental. | Proceso Claus, alúmina activada, tamices moleculares |
Pretratamiento del gas bruto
El primer paso en el proceso de purificación del gas natural es el pretratamiento del gas natural crudo, que suele ir acompañado de petróleo crudo, agua asociada y fase sólida. El pretratamiento implica normalmente la aplicación de separadores y filtros estándar, incluida la separación de los líquidos del gas natural.
Estos sistemas filtran grandes volúmenes de impurezas para permitir que el gas pase por otros procesos. El pretratamiento también acondiciona la corriente de gas controlando su temperatura y su presión, que son esenciales para el tratamiento posterior.
La eficacia de esta etapa define la eficacia de la purificación en general. Los contaminantes de mayor tamaño deben eliminarse en esta etapa porque pueden dañar otros equipos en etapas posteriores.
Eliminación de gases ácidos
El proceso de purificación del gas natural implica la eliminación de gases ácidos como el sulfuro de hidrógeno (H₂S) y el dióxido de carbono (CO₂). El siguiente paso se centra en la gestión de estos gases corrosivos, ya que si no se gestionan bien, presentan problemas operativos y medioambientales.
Si no se eliminan los gases ácidos de la corriente de gas, los procesos posteriores, como la deshidratación y la recuperación de azufre, pueden verse comprometidos o detenerse. Unos niveles elevados de H₂S pueden provocar la sobrecarga de las SRU y, por tanto, disminuir su rendimiento y aumentar las emisiones de gases nocivos.
Asimismo, incluso una concentración de CO₂ de 5% puede reducir la eficiencia de las unidades de separación criogénica en más de 20% y la recuperación de hidrocarburos valiosos como el propano y el butano. Para solucionar este problema, la absorción de aminas es el método más utilizado.
Las aminas reaccionan con el H₂S y el CO₂ mediante una reacción química que filtra estos gases de la corriente de gas. Para una mayor purificación, se utilizan las técnicas de adsorción física como la adsorción por tamiz molecular o la adsorción por cambio de presión (PSA).
Estos métodos son especialmente útiles en los casos en que se necesita un bajo contenido de azufre o de carbono, por ejemplo, después de la desulfuración, o en la eliminación de CO₂ en mezclas gaseosas a alta presión. Los tamices moleculares (13X, 4A), por ejemplo, pueden adsorber selectivamente CO₂ y H₂S en la medida en que el gas es de pureza ultra alta y pueden utilizarse en aplicaciones que requieren alta sensibilidad.
Deshidratación
La deshidratación es una etapa importante del tratamiento del gas natural porque los hidratos de gas son estructuras sólidas similares al hielo que pueden formarse cuando el vapor de agua reacciona con el gas natural a alta presión y baja temperatura. Los hidratos pueden causar graves problemas, como la obstrucción de las tuberías y la interrupción de las operaciones, e impedir el paso del gas natural, lo que conlleva problemas que requieren mucho tiempo.
Si el proceso de deshidratación no se gestiona correctamente, otros procesos como la separación criogénica y la recuperación de azufre pueden verse gravemente afectados. Por ejemplo, el agua residual puede congelarse en las unidades criogénicas y causar bloqueos en el equipo y disminuir la recuperación de hidrocarburos valiosos como etano, propano y butano.
La deshidratación primaria es uno de los métodos más comunes, y la deshidratación por glicol es el método más utilizado. En este proceso, se hace pasar trietilenglicol (TEG) a través de la corriente de gas, donde se utiliza para eliminar el vapor de agua.
Esto garantiza que el gas está libre de contenido de agua y normalmente se suministra con un contenido de agua inferior a 7 lbs/MMscf para la calidad del gasoducto. La temperatura de la corriente de gas se regula para garantizar la eficacia de la eliminación del agua y que el rendimiento sea constante.
Tras la deshidratación primaria, es necesaria una deshidratación adicional para las corrientes de gas que van a ser procesadas para criogenización o licuefacción, por ejemplo, GNL. Los tamices moleculares, especialmente los del tipo 13X, son los adsorbentes más utilizados para el secado profundo.
Pueden eliminar el contenido de agua por debajo de 0,1 ppm, lo que los hace adecuados para su uso en sistemas criogénicos. Otros desecantes, como la alúmina activada, se utilizan para requisitos de secado moderados, por ejemplo, para alcanzar un punto de rocío de -40 °C.
Eliminación de hidrocarburos pesados y mercurio
Estos hidrocarburos se solidifican a temperaturas criogénicas y provocan bloqueos en los equipos y disminuyen la eficacia del proceso de recuperación de LGN valiosos como el propano, el butano y el etano. Los tamices moleculares (5A,13X) , son los adsorbentes avanzados más utilizados para eliminar estas impurezas.
Debido a su alta capacidad de adsorción y selectividad, pueden separar eficazmente hidrocarburos pesados y, al mismo tiempo, adsorber mercurio en un solo paso. Los tamices moleculares son especialmente útiles en sistemas criogénicos porque pueden funcionar a bajas temperaturas sin que se degrade su rendimiento.
Además, son regenerables, lo que mejora su asequibilidad y funcionalidad a largo plazo. En algunas aplicaciones, pueden utilizarse otros adsorbentes, como el carbón activado, para la eliminación del mercurio, además de los adsorbentes primarios.
Equipos clave utilizados en la purificación del gas natural
La purificación del gas natural requiere la aplicación de varias unidades críticas de equipos, cuyo objetivo es la eliminación de diversas impurezas en la corriente de gas natural. Estos sistemas contribuyen a garantizar que el gas natural sea seguro, tenga la calidad adecuada y cumpla los requisitos medioambientales antes de ser transportado o utilizado.
- Separadores: En muchos casos, el paso inicial en la purificación, se emplean separadores convencionales para eliminar grandes volúmenes de líquidos, incluyendo agua e hidrocarburos más densos, de la corriente de gas natural.
- Unidades de absorción de aminas: Estos sistemas son esenciales para la eliminación de gases ácidos como el dióxido de carbono (CO₂) y el sulfuro de hidrógeno (H₂S).
- Unidades de recuperación de azufre (SRU): Cuando se separa el sulfuro de hidrógeno, suele tratarse en SRU para convertirlo en azufre elemental.
- Unidades de separación criogénica: Estas unidades emplean temperaturas muy bajas para ayudar a aislar los LGN, que incluyen etano, propano y butano, de la corriente principal de gas en una planta de procesamiento de gas.
- Sistemas de deshidratación: Para evitar la formación de hidratos que provocan el bloqueo de las tuberías, es necesario eliminar el vapor de agua.
- Sistemas de eliminación de mercurio: Aunque se utilizan en aplicaciones a pequeña escala, las unidades de eliminación de mercurio son esenciales para evitar el impacto del mercurio en las piezas de aluminio, especialmente en los procesos criogénicos.
Purificación seca y húmeda de gases
En la depuración húmeda de gases, los contaminantes y los aerosoles se eliminan de los gases de escape mediante absorción y quimisorción. Además, aquí también se utilizan separadores de aerosoles mecánicos y dinámicos y precipitadores electrostáticos húmedos.
En la depuración de gases en seco, se utilizan principalmente métodos de adsorción y separación para eliminar los contaminantes que han surgido durante los procesos de combustión. La limpieza catalítica de gases permite descomponer o transformar determinados compuestos mediante catalizadores.
| Tipo de limpieza | Principio | Productos o componentes tratados |
|---|---|---|
| Limpieza de gases en húmedo | Absorción | Ácido sulfúrico y óleum, HCl y otros |
| Limpieza con gas en seco | Adsorción | SO3 y SO2 como gas o líquido |
| Limpieza catalítica de gases | Catalizador | SO2, NOX, N2O, dioxinas, furanos, PCBs, HCB y CO |
| Separación de aerosoles | Mecánica | Aerosoles líquidos ácidos, aerosoles orgánicos y partículas |
La separación de aerosoles y polvo fino de aerosoles líquidos ácidos, aerosoles orgánicos, así como de partículas mediante separadores centrífugos estáticos, separadores centrífugos dinámicos o rotativos y precipitadores electrostáticos, constituye una parte importante de la protección de los equipos y del control de emisiones.
El objetivo declarado de un concepto de purificación de gases es también la combinación óptima de las tecnologías individuales. Los objetivos incluyen la recuperación de materiales reciclables, el ahorro de energía y el uso de la energía.
Purificación del biogás para obtener biometano
El biogás que se genera a partir de la digestión anaerobia de los residuos orgánicos puede ser aprovechado para la producción de energía eléctrica, térmica o como biocombustible. Un proceso que permite la valorización energética de estos residuos procedentes de la industria agroalimentaria y agropecuaria, de los lodos de depuradoras de aguas residuales y de la fracción orgánica de los residuos urbanos.
Este aprovechamiento energético del biogás puede dar un salto cualitativo, si se somete a un proceso de depuración para la obtención de biometano. Este proceso de depuración o upgrading consiste en la separación del CO2 y otros compuestos (agua, hidrógeno, nitrógeno, oxígeno y sulfuro de hidrógeno) que forman parte de la composición del biogás y lograr, así, concentrar el metano (CH4) presente en el mismo (70%), alcanzando una pureza cercana al 95%.
El biometano resultante es un gas renovable de mayor calidad, que presenta unas características similares al gas natural de origen fósil, lo que permite su uso para los mismos fines, incluyendo la inyección en la red gasista ya existente. Entre las ventajas de este proceso de depuración del biogás para la obtención del biometano, cabe destacar el potencial de aprovechar las infraestructuras ya existentes para el gas natural.
Esto evita tener que realizar nuevas inversiones y, por consiguiente, facilita su almacenaje y transporte. Una de las razones por las que esta tecnología para la producción de gas renovable ha despertado el interés de Europa, dándose un crecimiento del 17% en el número de plantas de biometano, durante el 2021.
Tecnologías de upgrading del biogás
Lavado con agua o PWS
La separación del CO2 se basa en su diferente solubilidad y la del CH4 en el agua. El biogás se lava a contracorriente, en una columna rellena con agua.
El CO2 es absorbido en la fase líquida por ser más soluble que el CH4. Esta tecnología utiliza la diferencia de solubilidad entre los componentes para reducir la concentración de dióxido de carbono en el gas tratado.
Separación por presión o PSA
El biogás circula a presión a través de depósitos de carbón molecular, donde se adsorbe el CO2. Las plantas de biometano que utilizan esta tecnología, por lo general, se componen de varias columnas trabajando en paralelo.
Separación criogénica
La separación criogénica está basada en operaciones de compresión, enfriamiento y expansión continua (destilación en frío) del biogás para la separación del CO2. Esta tecnología resulta interesante cuando el producto final es biometano líquido.
Absorción química
La absorción química está basada en la adsorción química del CO2 mediante el lavado a contracorriente del biogás en una columna con un relleno compuesto por una dilución de aminas. Las aminas utilizadas en el relleno de la columna de separación muestran ser altamente eficaces para la captación del CO2.
De estas cinco tecnologías mencionadas, las que ofrecen una mayor eficiencia son la absorción química y la separación por membranas, alcanzando valores de purificación mayores al 96% y menores costes de operación. De estas dos tecnologías, la absorción química presenta, a su vez, mayores ventajas competitivas.
Se trata de un proceso que no requiere de un pretratamiento del biogás antes de la purificación. Además, el sistema opera sin presión, lo que ofrece mayor seguridad.
La compresión se produce sobre el biometano obtenido, mediante compresores de menor tamaño. Esto hace que el consumo de energía y el mantenimiento requerido sean menores que para el resto de tecnologías de upgrading.
Separación con membranas
El biogás circula a presión a través de membranas de polímeros, más permeables al CO2 que al CH4. La eficacia del proceso dependerá del tipo de material de la membrana.
En la purificación del gas, las membranas se utilizan para separar los componentes del gas natural, como el agua, el CO2 y los hidrocarburos, según sus permeabilidades. Cada componente de gas que accede a la unidad de membrana tiene una velocidad de permeación específica que es una función de su capacidad para disolverse y difundirse a través de la membrana.
La fuerza de accionamiento para la separación de un componente gaseoso en una mezcla es la diferencia entre su presión parcial a través de la membrana. A medida que el gas de alimentación a alta presión fluye hacia la carcasa metálica de la unidad de membrana, los componentes rápidos, como el agua y el CO2, penetran a través de la membrana.
Esta corriente de permeado se recoge a presión reducida, mientras que el retenido, es decir, el gas natural seco, sale del separador a una presión ligeramente inferior a la de alimentación.
Biogás, biometano e hidrógeno renovable
El biogás, el biometano y el hidrógeno renovable forman los denominados gases renovables y pueden emplearse para abastecer las necesidades energéticas en sectores como el transporte, la industria, el residencial y el comercial.
Estos gases renovables ofrecen ciertas ventajas que resultan clave para poder llevar a cabo la descarbonización de la economía: fácil almacenaje, permiten la valorización energética de recursos (ej. Residuos orgánicos), el uso de infraestructuras ya existentes y ofrecen una solución energética para los sectores de difícil electrificación (transporte e industria).
El biogás y el biometano pueden ser obtenidos a partir de la valorización energética de los residuos orgánicos, lo que contribuye al desarrollo de un modelo de economía circular sobre la gestión de este recurso. El biogás puede emplearse para la producción de energía térmica, electricidad y como biocombustible, y el biometano, al ser de mayor calidad, tiene la capacidad de sustituir al gas natural en todas sus aplicaciones.
En cuanto al hidrógeno renovable, considerado un vector energético, la forma principal de obtención es por medio de la electrólisis del agua, empleando la electricidad generada a partir de otras fuentes renovables (eólica o solar). La ventaja de este proceso es que no emite CO2 y que el hidrógeno generado tiene múltiples aplicaciones: industria, vehículos de pilas de combustible y almacenamiento de energía.
El hidrógeno renovable es considerado el combustible del futuro, al no generar emisiones de CO2 y por ofrecer una importante cantidad de energía utilizable en sistemas de combustión habituales y en los nuevos sistemas de conversión energética. La desventaja de este gas renovable, respecto al biometano, es que la tecnología para su producción a gran escala está todavía inmadura y su coste es elevado.
El biometano, en cambio, cuenta con un estado de desarrollo de su tecnología adecuado, enmarcado en los principios de la economía circular y con la capacidad de amoldarse a las necesidades de cada región o país. Esto le permite reducir la dependencia energética en estas regiones y contribuir a su desarrollo económico y social.
En base a esto, el biometano se presenta como una alternativa energética viable a medio plazo, dando tiempo a la maduración tecnológica para la producción de hidrógeno renovable a escala adecuada, como vector energético a largo plazo.
Purificación del gas de horno de coque
El gas de horno de coque se produce durante la coquización, un proceso que implica la destilación en seco del carbón a altas temperaturas y en ausencia de oxígeno. Específicamente, el carbón se calienta en un horno de coque y se convierte en coque mediante destilación seca mientras se libera un gas inflamable, conocido como gas de horno de coque.
El gas de horno de coque pertenece a un gas de poder calorífico medio, y su poder calorífico es de 17~19MJ por metro cúbico estándar, que es adecuado para ser utilizado como combustible para hornos industriales de alta temperatura y gas de ciudad. El gas de horno de coque contiene una gran cantidad de hidrógeno, que se utiliza para sintetizar amoniaco después de la separación, y otros componentes como el metano y el etileno se pueden utilizar como materias primas para la síntesis orgánica.
El gas de horno de coque es tóxico y un gas explosivo, el límite de explosión en el aire es del 5%~30%. El gas de horno de coque es una mezcla, y su rendimiento y composición varían según la calidad del carbón utilizado para la coquización y las condiciones del proceso de coquización.
| Gas | Concentración |
|---|---|
| H₂ | 55 60% ~% |
| CH₄ | 23 27% ~% |
| CO | 5 8% ~% |
| CnHm | 2 4% ~% |
| CO₂ | 1.5 3% ~% |
| O₂ | 0.3 0.8% ~% |
| N₂ | 3 7% ~% |
Generalmente, cada tonelada de carbón seco puede producir gas de horno de coque de 300 a 350 m3 (estado estándar). El gas de horno de coque contiene impurezas como alquitrán, naftaleno, benceno, azufre inorgánico y azufre orgánico.
Para aprovechar al máximo el gas de horno de coque, purificarlo, reducir el contenido de impurezas en él, hacer que las emisiones de combustión cumplan con los requisitos de protección ambiental y usarlo como materia prima para la producción química, se aplica una tecnología madura.
Razones para purificar el gas de horno de coque
- Protección del medio ambiente: el gas de horno de coque contiene una variedad de sustancias nocivas, como sulfuro, amoníaco, cianuro de hidrógeno, benceno, naftaleno, etc., y su descarga directa causará una grave contaminación al medio ambiente.
- Utilización de recursos: el gas de horno de coque es rico en hidrógeno y otros componentes químicos útiles; mediante su purificación, puede utilizarse como materia prima industrial para la síntesis de productos químicos de alto valor añadido como amoníaco, metanol, éter dimetílico, gas natural y combustible.
- Eficiencia energética: El gas de horno de coque es un gas de alto poder calorífico que, a través de la purificación, puede utilizarse como combustible para mejorar la eficiencia del uso de la energía.
- Producción segura: el gas de coquería es inflamable y explosivo y contiene impurezas que pueden provocar accidentes de seguridad durante el almacenamiento y el transporte si no se tratan.
- Beneficios económicos: mediante la purificación, el gas de los hornos de coque se puede transformar en productos valiosos, lo que aporta beneficios económicos a las empresas.
Proceso tecnológico
El gas purificado se prepara a partir del gas de horno de coque después de la eliminación del alquitrán, la eliminación de la naftaleno, la eliminación del benceno, la desulfuración atmosférica (presurizada) y la desulfuración fina.
| Parámetro | Valor |
|---|---|
| Capacidad de procesamiento de gas de horno de coque | 1000~460000Nm³/h |
| Contenido de naftaleno del gas refinado. | ≤ 1 mg/Nm³ |
| Contenido de alquitrán de gas refinado | ≤ 1 mg/Nm³ |
| Contenido de azufre del gas refinado. | ≤ 0.1 mg/Nm³ |
Recuperación del azufre y tratamiento de gases residuales
Los gases residuales de la industria de purificación de gas natural pueden tratarse mediante un proceso de reducción y absorción. Este proceso consiste en hidrogenar los gases residuales, reducir los componentes de azufre a H₂S, absorber selectivamente el H₂S generado mediante un método de aminas y, finalmente, regenerar o extraer el gas para su posterior recirculación en una unidad Claus.
El proceso de hidrogenación requiere una inversión y un coste operativo elevados. Sin embargo, permite obtener un rendimiento de azufre muy alto, superior al 99,8%, lo que lo convierte en un método ampliamente utilizado en países y regiones con altos requisitos de protección ambiental.
El proceso Claus tradicional, de dos o tres etapas, se utiliza generalmente para la recuperación de azufre. La tasa de recuperación de azufre de este proceso es de aproximadamente 95 % a 97 %.
En la sociedad actual, las exigencias de protección ambiental son cada vez mayores y las emisiones permitidas son cada vez menores. Si la unidad de recuperación de azufre tiene una gran capacidad, la tasa de recuperación es muy alta (99 % o más).
En este caso, se debe considerar un sistema de tratamiento de gases de cola Super Claus o Scot. Sin embargo, si se requiere una tasa de recuperación superior al 99,5 %, solo se puede utilizar Scot.
El proceso HCR, desarrollado por la empresa italiana Nigi, es un proceso de absorción por reducción e hidrogenación. Su principal característica es el aprovechamiento del calor residual del incinerador y del gas de escape del horno de producción de azufre para calentar los gases de cola, eliminando así la necesidad de calentamiento adicional.
De esta forma, se logra el reciclaje del calor residual y se reduce considerablemente el costo. Además, este proceso no requiere hidrógeno adicional.
El proceso Resulf, desarrollado por la empresa TPA, incluye tres variantes: Resulf, Resulf-10 y Resulf MM. De forma similar al proceso Scot, el gas residual de la unidad Claus se precalienta y luego se mezcla con gas reductor y H2 para reducir el gas que contiene azufre en el reactor a H2S.
El proceso Bsrp fue desarrollado conjuntamente por UOP y Parsons. Se utiliza principalmente para el tratamiento de los gases residuales de la unidad Claus y se emplea ampliamente en todo el mundo.
La tasa de recuperación total de azufre de la unidad Claus/BSRP puede alcanzar más del 99,8 %. El sistema BSRP utiliza el método de antrona para absorber el H2S.
La empresa KTI ha desarrollado un proceso de tratamiento de gases residuales denominado RAR (reducción, absorción y reciclaje). Este proceso se basa en aminas selectivas reductoras: su principio es ampliamente conocido en la industria y prácticamente idéntico al de otros procesos similares utilizados en aplicaciones parecidas.
El proceso RAR ofrece un rendimiento fiable y eficiente, con una tasa de recuperación de azufre que alcanza el 99,9%. Se trata del proceso de recuperación de azufre más eficiente disponible en la tecnología actual.
Purificación y aprovechamiento del dióxido de carbono
En las plantas de extracción de gas natural, el dióxido de carbono (CO2) que viaja en la corriente de gas extraída, se separa y se libera a la atmósfera, acompañado de sulfuro de hidrógeno (H2S), agua e hidrocarburos.
El objetivo de esta investigación fue diseñar un proceso de purificación de la corriente de CO2 residual, de tal manera que se evite su emisión a la atmósfera y se pueda utilizar en la industria alimenticia.
En la industria alimenticia, el CO2 se puede usar en bebidas carbonatadas y como fluido supercrítico, requiriendo una pureza superior a 99,95% mol. Para ello, se seleccionó como caso de estudio un flujo real de 3454 ton/año de CO2 emitido por una planta de tratamiento de gas localizada en Neiva, Colombia y se simularon varios procesos de purificación usando el software ProMax.
La purificación y recuperación de CO2 se evaluó mediante (1) absorción química con metildietanolamina (MDEA), (2) deshidratación con trietilenglicol (TEG) combinada con tamiz molécular, y (3) remoción de compuestos livianos (metano-etano) por el proceso criogénico de Ryan Holmes.
La combinación de los tres procesos permitió una recuperación de 99,95% de CO2 con una pureza del 99,99% mol. Además, la combinación de los procesos (1) y (2) arrojó costos de 37 USD/tCO2, produciendo una pureza de CO2 de 99,85% mol, apto para otras aplicaciones de menor pureza en la industria alimenticia o en el recobro mejorado del petróleo.
Absorción con MDEA
El proceso de absorción con aminas es uno de los más utilizados en las plantas de TG para la eliminación de estos compuestos ácidos, donde usualmente se emplea una torre de absorción. La metildietanolamina (MDEA) es una amina terciaria muy utilizada en este proceso.
La etapa de regeneración tiene 4 etapas principales: expansión, filtración, calentamiento y regeneración. La desorción del CO2 se produce en la última etapa del proceso en un separador, donde el CO2 se libera a la atmósfera.
Por otra parte, esta corriente viaja con H2S que puede eliminarse mediante un proceso de absorción con MDEA. Este solvente es selectivo para eliminar H2S y los requerimientos energéticos para su regeneración son bajos.
Deshidratación con TEG y tamiz molecular
Para una corriente de gas que contiene elevadas cantidades de agua saturada, se requiere la remoción de esta agua. Para ello, la deshidratación con trietilenglicol (TEG) es el proceso más utilizado en la industria del petróleo y el gas (O&G), que se combina con un proceso de adsorción para la remoción de agua remanente.
Los tamices moleculares también se pueden usar como desecantes para deshidratar las corrientes de CO2. Los adsorbentes como cloruro de calcio (CaCl2), silicatos de aluminio y tamices moleculares se pueden usar como desecantes consumibles para deshidratar CO2.
Separación criogénica del CO₂
Por otro lado, los procesos criogénicos pueden producir corrientes de CO2 altamente puras, pero deben considerar el uso de refrigeración y alto consumo de energía. La remoción de compuestos livianos, como metano y etano, puede realizarse mediante el proceso criogénico de Ryan Holmes.
Control de emisiones y recuperación de materiales
Los componentes separados también se utilizan para recuperar materiales valiosos como REA-El yeso como uso - en la industria de la construcción - como agregado para la producción de cerámica y cemento, etc., soluciones de sulfito de sodio para uso en la industria de las bebidas, soluciones de Mg-sulfito, sulfato de amonio, ácido clorhídrico, ácido sulfúrico, petróleo, SO2-gases ricos, SO2-líquido, SO3-gas y SO3-líquido.
La recuperación de materiales reciclables permite convertir una operación de control de emisiones en una etapa de valorización de recursos. La purificación puede reducir olores, proteger equipos, prevenir la lluvia ácida y disminuir la emisión de compuestos que afectan la calidad del aire.
Los contaminantes atmosféricos que requieren tratamiento incluyen hidrocarburos, sulfuro de hidrógeno, terpenos, siloxanos, compuestos orgánicos volátiles y disolventes. La reducción de los COV y los disolventes en las emisiones atmosféricas protege la salud laboral, mantiene la calidad del aire y evita contribuir al cambio climático.
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