Este documento describe varios temas relacionados con el tratamiento de gas natural, incluyendo: 1) El uso prometedor de membranas de filtración selectiva para separar hidrocarburos de no hidrocarburos a nivel molecular de manera más eficiente que otros métodos. 2) Avances tecnológicos como membranas, inyección directa de compuestos para remover H2S, y nuevos materiales como la N-formil morfolina para endulzamiento de gas. 3) Consideraciones en la operación de equipos como contactores,

1. v la~ rn~II-- - . Ires solo pueden tratar
9dos. La presencia de
)n MEA, DEA, DIPA Y
presiones bajas pues
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20 Y 25%;
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referencia
micrones
n filtro de
• Perdidas y Degradacion de las Aminas.
Este es un aspecto importante por varias razones, entre elias:
EI solvente perdido se debe reemplazar y esto representa una fraccion apreciable de los costos de
operacion.
EI solvente degradado reduce la cantidad de solvente activo, acelera la corrosion y contribuye a la
formacion de espumas.
Las perdidas de solvente se pueden reducir usando "reclaimers" y filtros, instalando despojadores a
la salida de contactora y el regenerador, teniendo colchon de gas ( Gas Blanketing) en el
almacenamiento del solvente y diseriando adecuadamente los sistemas intercambiadores de calor
para reducir el flujo de calor. Si el vapor es el medio de calentamiento no debe estar a
temperaturas mayores de 300°F a 50 Lpc. y cuando es aceite caliente su temperatura no puede
ser mayor de 350 of.
• Formacion de Espumas.
Las espumas pueden reducir la calidad del gas de salida porque reducen el contacto gas - liquido
y ocasionan un arrastre excesivo de aminas. Algunas veces se hace necesario el uso de
inhibidores de espumas y es necesario trabajo en el laboratorio para determinar el tipo de inhibidor
y la cantidad del mismo. Algunas veces una pequeria cantidad de inhibidor puede resolver el
problema, pero una cantidad mayor del mismo 10 puede reiniciar. Cuando se observa una caida de
presion alta en la contactora se debe realizar una inspeccion del antiespumante.
La formacion de espumas se debe intentar controlar con el uso del "reclaimer" y filtracion, el uso de
inhibidores sera un ultimo recurso pues ellos solo controlan el problema no 10 resuelven. Una causa
de formacion de espumas que a menudo no se tiene en cuenta es la condensacion de
hidrocarburos en la contactora, esto se puede controlar manteniendo la temperatura de la solucion
pobre ( la que esta entrando a la contactora) a una temperatura 10 0 15°F por encima de la
temperatura del gas de entrada y para gases muy agrios se pueden requerir diferencias aLJn
mayores.
• Operacion del Regenerador
Temperaturas altas de regeneracion mejoran la capacidad de remocion de gases acidos pero
tambien aumentan las posibilidades de corrosion y de degradacion del solvente. Las soluciones de
amina pobre deben salir del regenerador a temperaturas no mayores de 260 OF ( 280 OF para la
DGA) y en promedio entre 230 y 240°F para prevenir la degradacion termica. Cuando se tiene
planta recuperadora de azufre la presion del regenerador requerida par~ forzar el gas a la unidad
recuperadora puede resultar en temperaturas mas altas. '­
EI diserio del rehervidor tambien involucra consideraciones importantes. DebEJ haber espacio
adecuado entre tubos para permitir la liberacion del vapor. Los tubos siempre deben estar cubiertos
con algunas pulgadas de liquido y se debe garantizar un flujo estable de calor que no exceda los
12000 BTU/pie
2
/hr. '
I
• Operacion del "Reclaimer".
La funcion del reclaimer es reversar las reacciones de degradacion de las aminas destilando las
aminas recuperables y el vapor de agua y dejando un producto no regenerable, con aspecto de
lodo, el cual hay que remover periodicamente. EI "reclaimer" maneja entre 1 y 2% de la tasa de
243

2. circulaci6n del solvente y debe tener orificios de acceso para remover los residuos no
regenerables. Algunos "reclaimers" trabajan de forma intermitente, otros de forma continua,
algunos al vacio y otros a presiones ligeramente por encima de la presi6n atmosferica.
• Corrosion
Esta es quizas la principal preocupaci6n en la operaci6n de una planta de endulzamiento y los
procedimientos planteados antes para controlar problemas de operaci6n en las plantas de
endulzamiento tambien sirven para controlar la corrosion. Una planta de aminas disenada
adecuadamente debe tener posibilidades de instalaci6n de cupones que permitan monitorear el
problema de corrosi6n. Algunas veces puede ser necesario el uso de inhibidores yen este caso se
debe garantizar la compatibilidad del inhibidor con la soluci6n del solvente para evitar problemas de
espumas y degradacion del solvente.
~5 -. Avances tecnologicos en el Tratamiento del Gas(5) - (9).
Existen muchas reservas de gas en yacimientos pequenos, yacimientos muy aislados 0
yacimientos de gas de muy baja calidad por el alto contenido de contaminantes que actualmente
no se pueden integrar a las reservas disponibles de gas porque por los altos costos de produccion,
incluyendo los costos de procesamiento del gas para IIevarlo a las condiciones de calidad exigidos,
no los hacen economicamente viables. Una forma de hacerlos viables economicamente seria si se
tuvieran mecanismos de procesamiento mas econ6micos, menos costosos y mas eficientes.
Esta es una de las razones por las cuales los centros de investigacion del Gas Natural, como el
IGT ( Institute of Gas Technology), la AGA (American Gas Association); la IGU ( International Gas
Union) y la GPSA ( Gas Proccessors and Suppliers Associaton), realizan trabajos intensivos en
investigaci6n y desarrollo para desarrollar nuevos equipos, materiales y procesos que permitan
tener tecnoloQ'ias de procesamiento del gas que hagan explotables yacimientos del gas que hasta
ahora no 10 son.
Otra de las razones que motivan investigacion en el area de tratamiento del gas son las
regulaciones ambientales para las emisiones de compuestos organicos volatiles(VOC)
especialmente en los procesos de regeneraci6n de los materiales usados para deshidratacion y
endulzamiento del gas, y para la disposici6n final del azufre obtenido en la remosi6n del sulfuro de
hidrogeno.
En el desarrollo de equipos se pretende tener equipos tan eficientes como los actuales 0 mas, [
pero mas integrados y compactos que ocupen menos espacio y sean transportables facilmente s
para poderlos utilizar en plataformas 0 en yacimientos de dificil acceso. b
Ie
En el desarrollo de materiales se pretende tener a disposici6n materiales menos costosos, mas la
eficientes y mas amistosos con el medio ambiente. rE
Finalmente en el desarrollo de nuevos procesos se pretende tener procesos eficientes, econ6micos Lc
, de facil operaci6n , que requieran equipos sencillos yen menor cantidad. si!
su
Dentro de los desarrollos tecnol6gicos en la industria del procesamiento del gas se pueden mt
mencionar los siguientes: ro(
, p
• Uso de membranas para endulzamiento del gas.
• Remocion del H2S usando inyeccion directa de barredores de H2S a la tuberia.
• Uso de nuevos materiales como la N - Formil Morfolina (NFM) en procesos de endulzamiento
?44

3. de acceso para remover los residuos no
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5.5.1 usa DE MEMBRANAS DE FILTRACION SELECTIVA EN EL TRATAMIENTO DEL./
GAS(5)y(6)
Una tecnologfa que parece promisoria en el tratamiento del gas es el uso de membranas
selectivamente no porosas para separar los componentes hidrocarburos de los no hidrocarburos a
nivel molecular. Tales procesos son mas confiables que otros a base de solventes quimicos y con
altos costos de mantenimiento y dependen unicamente de la naturaleza del material de la
membrana. Estas caracteristicas hacen que las membranas sean ideales para aplicaciones en
sitios remotos 0 para tratar volumenes bajos de gas.
EI instituto de Investigaciones del Gas del (GRI) del Instituto de Tecnologfa del Gas (IGT) ha
efectuado evaluaciones de campo de unidades de procesamiento tipo membrana para construir
una mejor comprension de la economfa de esta tecnologfa bajo varios escenarios de operacion
Los resultados de estas pruebas soportan la evidencia de que las membranas forman un grupo
importante de opciones de procesamiento de gas disponibles.
La tecnologfa de membrana esta emergiendo rapidamente en la industria del petroleo para uso en
el tratamiento de gases de produccion. La filtracion selectiva consiste en que una membrana
polimerica se usa para separar compuestos gaseosos como CO2, H2S Y agua de un gas natural
cuando se somete a una presion diferencial.
En los procesos con membranas semipermeables ( permeation Process) el gas entra a un
recipiente que posee dos zonas de presiones diferentes separadas por una membrana EI gas
entra a la zona de presion mas alta y selectivamente va perdiendo los componentes que se puedan
permear a traves de la membrana hacia la zona de menor presion. Se podran permear los
componentes que tengan afinidad por la membrana.
La membrana tiene una afinidad muy alta por el agua, el H2S y el CO2 y baja por hidrocarburos tal
como 10 muestra la parte superior de la figura 72. La parte inferior de la misma figura 76 muestra el
proceso de filtracion en la membrana: el gas entra al recipiente donde esta instalada la membrana
y queda por encima de esta. Por debajo de la membrana se tiene una presion menor y por 10 tanto
el gas tratara de pasar pero solo 10 haran las moleculas que tienen afinidad por la membrana, 0 sea
los contaminantes del gas, aunque tambien pasara algo de hidrocarburos dependiendo de la
diferencia de presion a ambos lados de la membrana, el contenido de contaminantes y la
permeabilidad de la membrana.
De todas maneras, la mayor parte de las moleculas de hidrocarburos no pasaran la membrana y
saidran del recipiente con un contenido mas bajo de contaminantes. Si se logra que la membrana
baje el contenido de contaminantes en el gas a valores tan bajos como los que se consiguen con
los tratamientos convencionales para remover CO2, H2S Y agua, estos podran ser sustituidos por
las membranas especialmente en plataformas de produccion por disminucion en peso y
requerimientos de espacio de la instalacion.
Las membranas planas no se usan comercialmente porque no tienen suficiente area. En los
sistemas de capilares de fibra se tiene un numero grande de capilares, de 10000 a 100000, cuya
superficie es semipermeable y es a base de fibra, el diametro de los capilares es de un milfmetro 0
menos y van montados en un plataforma que los mantiene paralelos, todo el sistema finalmente va
rodeado por una carcasa. La zona de alta presion puede ser el interior 0 el exterior de los capilares
, pero en todos los casos el gas a tratar entra por la zona de alta presion y ya tratado sale por la
245

4. J
COMPONENTE
GASEOSA
H2O
H2 S
SELECTIVIDAD
PROMEDIO
50 a 500
15 a 30
CO2 15 a 25
CI (referencia)
N2 0.8
C2 0.6
C3 + 0.5
ETAPA DE FILTRACION
ENTRAD
DE
GAS AG
A
RIO
ME MBRANA
P, pz
GAS DULCE
pz
GAS AGRIO
FILTRADO
Figura -76=. Selectividad de Membranas y Diagrama del Proceso de Filtracion(5)
246
misma zona de alta presion; los gases
baja presion. La zona de baja presion e'
La figura 77 muestra un diagrama de
ha venido siendo estudiada en un pn
gas (GRI por sus iniciales en ingles). I
una lamina central impermeable cub
permeables a traves de las cuales I
esta enrollada alrededor de un tubo
uno de los extrem~s del cilindro c
anulares que forman dos vueltas cc
a'traves de las laminas permeable~
donde encontraran la lamina impE
donde esta el tubo ranurado que '
entrando el gas a tratar. EI gas
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manejar mayores cantidades de
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Con una membrana es dificil rl
puede remover casi todo el CC
con otro proceso.
Cuando todos los componente
o cuando se requiere alta pure
Dependiendo de las propieda
a los niveles exigidos por el
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para lIevarla a los contenido~
Las investigaciones realize?
mostrado 10 siguiente:
_ Remocion de CO2. 0
muy bajos y en estos ca!
mas costo del gas que
aminas, se espera que r
tener costos mas compe
Cuando el gas se va a
contenido inicial de C
endulzamiento usando
mayor si se logran tel
entre 20 y 40%, no f
encima del 40%, nue
mayor sea el contenif
gasoducto 0 para lie'
licuar, y el CO2 remo
se puede utilizar en ,
Remocion de H2S
membranas existente
que con los procesos ,

5. SELECTIVIOAO
'OMEOIO
1 500
5
cia)
misma zona de alta presi6n; los gases removidos, 0 sea los gases acidos, salen por la zona de
baja presi6n. La zona de baja presi6n esta a una presi6n del 10 al 20% de la presi6n alta.
La figura 77 muestra un diagrama de una membrana tipo cartucho cuyo diserio y funcionamiento
ha venido siendo estudiada en un proyecto de investigaci6n en el instituto de Investigaciones del
gas (GRI por sus iniciales en ingles). EI sistema es una especie de tela enrollada y la tela consta de
una lamina central impermeable cubierta por encima y por debajo de un paquete de tres laminas
permeables a traves de las cuales pueden pasar las moleculas que se quieren remover. La tela
esta enrollada alrededor de un tubo ranurado. EI gas a tratar entra a una determinada presi6n por
uno de los extremos del cilindro que forma la tela enrollada al hacerlo se desplazara por los
anulares que forman dos vueltas consecutivas de la tela y las moleculas contaminantes se filtraran
atraves de las laminas permeables de la tela hacia el centro de la secci6n transversal de la misma
donde encontraran la lamina impermeable y se iran a traves de esta hacia el centro del cilindro
donde esta el tubo ranurado que se encuentra a una presi6n menor que la presi6n a la cual esta
entrando el gas a tratar. EI gas residual, libre de las moleculas contaminantes continuara su
trayectoria por los anulares hasta salir al otro extremo del cilindro. De esta manera es posible
manejar mayores cantidades de gas que en una membrana plana porque se puede aumentar por
un factor grande la superficie de contacto entre el gas y la membrana.
Con una membrana es dificil remover e H2S a los niveles exigidos para un gasoducto, pero se
puede remover casi todo el CO2 y una fracoi6n importante del H2S, el resto habra que removerio
con otro proceso.
Cuando todos los componentes del gas tienen permeabilidades similares a traves de la membrana,
o cuando se requiere alta pureza del gas se deben usar membranas en serie 0 reciciar el gas.
Dependiendo de las propiedades del gas, una membrana diseriada para bajar el contenido de CO2
a los niveles exigidos por el gasoducto puede bajar tambien el contenido de agua a valores de 7
Lbs.lMPCN pero algunas veces es necesario complementar la deshidrataci6n con otro proceso
para lIevarla a los contenidos exigidos.
Las investigaciones realizadas con el uso de membranas para remover CO2, H2S Y H20 han
mostrado 10 siguiente:
Remoci6n de CO2. Cuando el gas se va ha licuar el contenido de CO2 se debe lIevar a valores
muy bajos y en estos casos el costa de tratamiento usando membranas (costo de la membrana
mas costo del gas que arrastra el CO2) esta muy por encima del costa usando una planta de
aminas, se espera que mejorando la selectividad de la membrana y su permeabilidad se puedan
tener costos mas competitivos.
Cuando el gas se va a vender en fase gaseosa no es necesario bajar tanto el nivel de CO2 y si el
contenido inicial de CO2 en el gas es bajo, por debajo de un 20% aproximadamente, el
endulzamiento usando membranas es mas barato que el convencional y la diferencia en costos es
mayor si se logran tener membranas con mayor selectividad. Para contenidos iniciales de CO2
entre 20 y 40%, no es recomendable usar membranas y para contenidos iniciales de CO2 por
encima del 40%, nuevamente es mas econ6mico el uso de membranas y 10 sera mas mientras
mayor sea el contenido de CO2. En este ultimo caso el gas endulzado se tiene para entregarlo al
gasoducto 0 para lIevarlo a un proceso convencional para removerle totalmente el CO2 y poderlo
licuar, y el CO2 removido, que de todas maneras ha arrastrado algo de gas, tiene una alta pureza y
se puede utilizar en procesos de recuperaci6n.
Remoci6n de H2S. EI contenido de H2S debe ser bastante bajo y parece ser que con las
membranas existentes no es posible bajar el contenido de H2S a estos valores a costos menores
que con los procesos convencionales; sin embargo esta situaci6n puede cambiar si se logra tener
247

6. Tubo de salida para los gases
fittrados
Salida de Gas
Salida clel
Gas
FiHrado
Entrada Gas
presionAgrioaana .~=~~~~_~~~;;;====:~
Fillraci6n
Membrana;; de
FIHracion .
Figura 77 -. Diagrama de la Estructura y Funcionamiento de una Membrana tipo Cartucho(6)
membranas mas selectivas 0 usar la membrana para bajar el contenido de H2S en el gas a un valor
intermedio y luego Ilevar el gas a un proceso convencional de remocion de H2S.
Remoci6n de agua. Para reducir el contenido de agua a los valores tradicionalmente
aceptables en el gas natural se requieren membranas de mejor permeabilidad que las existentes
actualmente, con costos menores que utilizando glicol; adicional a esto una planta de
deshidratacion con membranas pesaria 6 veces menos y ocuparia tres veces menos espacio que
una planta de glicol, 10 cual es importante en plataformas de produccion.
Actualmente las membranas, que es una tecnologfa nueva, tienen su principal aplicacion como una
alternativa economica atractiva para remover CO2 en volumenes pequenos de gas, hasta
10MPCNID, pero la tendencia es hacerla aplicable para remover H2S , CO2 Yagua para usarla en
plataformas de producci6n.
Finalmente, las membranas tambien pueden usarse en sistemas hibridos en los cuales se usa en
forma combinada con equipos de uso tradicional en el procesamiento del gas; este es el caso de
las membranas gas - liquido usadas en la remosion de CO2 en donde la membrana se usa para
remover parte del CO2 del gas que entra a endulzamiento, antes de que entre a hacer contacto con
la solucion de aminas en la contactora, y luego se usa para remover parte del CO2 de la solucion
de aminas que va a regeneracion, antes de entrar a la torre regeneradora.
Durante los ultimos arios, ha crecido apreciablemente el uso de membranas como tecnologia en el
tratamiento del gas natural. Las razones son claras: Procesos simples( sin partes m6viles,
operaci6n de unidades simples); mas baratas que las unidades de aminas sobre el mismo range
248
High-Pressure Gas
Gas Residual _ _ _ _ _• •
Gas Residual
Canales del gas FiHrsdo
" .
de tamanos
transportar 0
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dificil acces(
•
costosos y
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soluci6n
a en el
6viles,
rango
de tamanos pequenos; compactas, de poco peso y montadas en plataformas que se pueden
transportar 0 mover facilmente. La exitosa aplicaci6n de la tecnologla de membranas permitira traer
mas gas natural a los consumidores a menor precio y explotar yacimientos pequenos de gas 0 de
dificil acceso que por los bajos volumenes 0 las dificultades para lIegar a ellos los hacia demasiado
costosos y no viables econ6micamente. La tecnologia esta alcanzando madurez y nuevos
desarrollos aumentaran las ventajas de costos p.i3,ra la comunidad. Se estan desarrollando nuevos
materiales para las membranas que aumentaran estos beneficios de reducci6n de costos,
especialmente en 10 relativo a la selectividad para reducir el arrastre de hidrocarburos en los
contaminantes removidos.. Ademas las membranas podrian realizar simultaneamente los procesos
de deshidrataci6n y endulzamiento.
5.52-. Barredores de H2S ·(8)
Los metodos tradicionales para remover H2S han sido el usa de soluciones de etanolaminas y el
metodo del hierro esponja, en su orden de importancia. Ambos procesos constan de una etapa de
operaci6n y una etapa de regeneraci6n , 10 cual implica el uso de equipos multiples, al menos una
torre contactora, una regeneradora y equipo accesorio, y demanda apreciable de espacio; ademas
en los procesos de regeneraci6n se presenta la formaci6n de productos altamente contaminantes
cuya disposici6n final incrementa aun mas los costos de tratamiento. EI proceso de las
etanolaminas no es econ6micamente viable en el tratamiento de bajas cantidades de gas con
contenidos relativamente bajos de H2S.
Actualmente en la industria del gas se esta trabajando en el desarrollo de quimicos barredores de
H2S de inyecci6n directa, entre ellos la triazina, en los procesos y equipos requeridos para su
aplicaci6n de tal forma que se pueda garantizar eficiencia, economia, compatibilidad con el medio
ambiente y versatilidad, con el fin de tener ahorros importantes en el tratamiento del gas teniendo
un gas residual de igual 0 mejor calidad que el obtenido con los procesos aplicados hasta ahora.
EI GRI esta patrocinando un programa de evaluaci6n de tecnologias de barrido de H2S como parte
de un programa global de remoci6n y recuperaci6n de azufre. Uno de los objetivos fundamentales
de este trabajo es desarrollar un conocimiento mas s61ido de los fundamentos de barrido con
inyecci6n directa ( inyectando barredores quimicos directamente a la tuberfa).
En el area del barrido con H2S, los operadores han buscado siempre reducir los costos de capital
eliminando recipientes contactores e inyectando los quimicos directamente a la tuberia. Esta
aproximaci6n de inyecci6n directa, aunque aparentemente sencilla ha side dificil aplicar con exito,
siendo los principales problemas obtener resultados de remosi6n aceptable de H2S y costos
mayores en muchos casos.
Un segmento creciente de la industria del gas usa procesos de barrido de H2S para remover bajas
concentraciones de H2S en gases de baja calidad. Para este tipo de gases los procesos
convencionales de endulzamiento con aminas no son metodos econ6micos de tratamiento
especialmente cuando no se requiere la remosi6n de CO2. Hist6ricamente, la industria de
producci6n de gas ha usado procesos de barrido de H2S no regenerativos En estos procesos un
agente barredor reacciona irreversiblemente con el H2S. Los productos de la reacci6n se separan
del gas tratado y se desechan.
Los agentes barredores de sulfuro de hidr6geno se aplican generalmente a traves de uno de los
siguientes metodos:1) Aplicaci6n por intervalos de tiempo del agente secuestrante liquido en una
torre contactora "sparged"; 2) aplicaci6n por intervalos de tiempo de los agentes secuestrantes
s61idos en una contactora de lecho fijo.; 3) inyecci6n continua y directa de agentes barredores
liquidos. Estudios de campo han demostrado que el desemperio de los sistemas con inyecci6n
directa de barredores es mas dificil de predecir que los sistemas basados en torres contactoras
porque la fundamentaci6n te6rica asociada con su comportamiento y costos es bastante
249

8. desconocida y porque los parametros de aplicaci6n, tales como velocidad del gas, condiciones de
mezcla liquido - gas y tiempo de contacto varian ampliamente de un sitio a otro. Como resultado
la remosi6n de H2S, el uso de qufmico y los costos del mismo son bastantes especificos de cada
sitio y no se pueden predecir con facilidad.
5.5.3 -.Desarrollo de Nuevos Materiales(9)
La N-Formilmorfolina (NFM) es I:!!Lsolvente ffsico que ha demostrado,-Qlle tiene importantes
ventajas tecnicas y econ6micas para el tratamientQ de gases de ba' calidad 0 ase de sintesis.
Esta ecnologla emer nrees el pro_.u.c1o-de-activ+eades_.de investigaci6J).....y desarrollo del IGT; ya
sepue-deobteAer..come.rcialmentey se ha probado en programas de pruebas de campo como una
aplicaci6n de endulzamiento del gas natural con significativas ventajas con respecto a otras
tecnologias existentes. Las ventajas mas importantes que ha mostrado son las siguientes:
• Baja Inversion de capital
• Altas concentraciones de C02/H2S en los gases a tratar.
• Mayor rendimiento del producto.
• Estabilidad del solvente.
• Ambientalmente compatible.
• Simplicidad operacional.
La NFM es una sustancia derivada de la morpholina, una sustancia ampliamente conocida en
tecnicas de refineria y usada para prevenir corrosion. Exhibe alta selectividad con buena capacidad
de solubilidad porque el grupo formil esta ligada al nitrogeno activo en el anillo de la morpholina.
Es un solvente unico por su selectividad, capacidad de disoluci6n, compatibilidad ambiental, no
corrosividad y alto punto de ebullici6n. Otras caracteristicas importantes de la NFM son:
• Por su estructura polar posee alta capacidad de retener grandes cantidades desde H2S y CO2
• Absorbe pocas moleculas de hidrocarburos.
• Debido a su estructura polar tiene alta selectividad por las moleculas de CO2 y H2S permitiendo
altas temperaturas de operaci6n, presiones mas bajas y menores tasas de solvente.
• Es ambientalmente compatible pues es una sustancia no t6xica y biodegradable.
• Por su alta temperatura de ebullici6n se ha usado por largos periodos a temperaturas de 200°C
sin degradaci6n 0 ruptura termica del solvente. Los procesos de tratamiento del gas natural
operan a temperaturas de unos 180°C.
• Es quimicamente estable y no reacciona con otros componentes 0 contaminantes del gas a
tratar
• Las mezclas NFM agua son basicas debido ala ligera hidr6lisis del NFM, 10 cual se traduce en
proteccion contra la corrosion.
Su formula estructural es la siguiente
o
H C'" 'CH2 I I 2
H2C CH2
'N'"I
HC=O
250
La tabla 25
Tabla 25-.1
N-Formylr
4-Formylf'Tl
4-Morpholi
Formylmo!
Calor Especi
a 2011C =O.
a 5011 C =O.
a 10011C =(
a 1501 C =I
Calor de Val
ebullici6n a .
pH cuando ~
Toxic

9. , tales como velocidad del gas, condiciones de
ament'" -' 'n sitio a otro. Como resultado
bastantes especificos de cada
o lie tiene importantes
'idad 0 gases de sintesis
¥ desarrollo del IGT; ya
bas de campo como una
icon respecto a otras
las siguientes:
conocida en
buena capacidad
:l morpholina
11biental, no
son:
) permitiendo
e.
1S de 200°C
natural
I gas a
duce en
La tabla 25 muestra las propiedades fisicas de NFM.
Tabla 25-.Propiedades del NFM(9)
N-Formylmorpholine
4-Formylmorpholine
4-Morpholinecarboxyaldehyde
Formylmorpholid
Calor Especifico Peso Molecular.: 115
a 20 1C = 0.42 callg L1 C Punto de Ebullicion.: 243 [.lC at 14.7 psi
a 50 I C = 0.44 callg U C Punto de Fusion: 23 lJC
a 1001 1C = 0.48 cal/g U C Densidad a 20 UC: 1153 kg/m
3
a 15011C = 0.53 cal/g 0 C Punto de llama (Pensky-Martens): 125 UC
Calor de Vaporizacion en el punto de Punto de Ignicion: 370 [lC
ebullicion a 14.7 psi: 106 kcal/kg Viscosidad a 30 [ IC: 6.68 cP; 5.85 cSt
pH cuando se mezcla con agua 1:1=8.6
Miscible con benzene en cualquier proporcion
Miscible con agua en cualquier proporcion
Olor - Caracteristico y muy penetrante.
Estabilidad: Muy buena
Toxicidad por Inhalacion en ratas de laboratorio: No presento mortalidad depues de 8 hrs. de
exposicion a una atmosfera altamente concentrada y a 20°C.
251

10. 6. PROCESAMIENTOS DEL GAS (1)-4)
Se entiende como procesamiento del gas, la obtencion a partir de la mezcla de hidrocarburos
gaseosos producida en un campo, de componentes individuales como etano, propano y butano,
En el procesamiento del gas se obtiene los siguientes productos:
- Gas Residual 0 Pobre, Compuesto por metano basicamente y en algunos casos cuando no
interesa el etano, habra porcentajes apreciables de este,
- Gases Licuados del Petroleo (LPG), Compuestos por C3 YC4 ; pueden ser compuestos de un alto
grado de pureza (propano y butano principalmente) 0 mezclas de estos, La tabla 26 muestra las
caracteristicas de algunos compuestos 0 mezclas de LPG,
Uquidos del Gas Natural (NGL), Es la fraccion del gas natural compuesta por pentanos y
componentes mas pesados; conocida tambien como gasolina natural. La tabla 24(1) muestra
las especificaciones que tlpicamente se Ie exigen a la gasolina natural en una planta de
procesamientos del gas natural.
EI caso mas sencillo de procesamiento del gas natural es removerle a este sus componentes
recuperables en forma de liquidos del gas natural (NGL) y luego esta mezcla liquida separarla en
LPG y NGL. Cuando del proceso se obtiene con un alto grado de pureza C2, C3 Y C4 se conoce
como fraccionamiento,
EI procesamiento del gas natural se puede hacer por varias razones:
• Se necesitan para carga en la refineria 0 planta petroquimica materiales como el etano,
propan~, butano,
• EI contenido de componeAtes intermedios en el gas es apreciable y es mas economico
removerlos para mejorar la calidad de los liquidos,
• EI gas debe tener un poder calorifico determinado para garantizar una combustion eficiente en
los gasodomesticos, y con un contenido alto de hidrocarburos intermedios el poder calorifico del
gas puede estar bastante por encima del limite exigido,
Se habla basicamente de tres metodos de procesamiento del gas natural: Absorcion, Refrigeracion
y Criogenico, EI primero es el mas antiguo y el menos usado actualmente; consiste en poner en
contacto el gas con un aceite, conocido como aceite pobre, el cual remueve los componentes
desde el C2 en adelante; este aceite luego se separa de tales componentes, EI metodo de
refrigeracion es el mas usado y separa los componentes de interes en el gas natural aplicando un
enfriamiento moderado; es mas eficiente que el metodo de absorcion para separar del C3 en
adelante, EI proceso criogenico es el mas eficiente de los tres, realiza un enfriamiento criogenico
(a temperaturas muy bajas, menores de -100°F) Y se aplica a gases donde el contenido de
intermedios no es muy alto pero requiere un gas residual que sea basicamente metano.
6.1. Proceso de Absorci6n
La figura 78 muestra el s uema del roceso de absorcion en el cual el as se Ron e ontacto
en contractfrl'ien e con un aceite iviano a traves e una torre absorbedora. EI contacto enJaJorre
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