libro de gas
Páginas: 52 (12788 palabras)
Publicado: 20 de agosto de 2015
Endulzamiento de gas y el Manual de Procesamiento de Campo
Con el fin de recuperar azufre elemental a partir de la planta de procesamiento de gas, el azufre que contiene la descarga de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente.
El proceso utilizado para recuperar azufre se conoce como el proceso Claus e implica el uso de reacciones térmicas y catalíticas para extraerel azufre de la solución de sulfuro de hidrógeno.
El proceso Claus es generalmente capaz de recuperar 97% del azufre que ha sido retirado de la corriente de gas natural.
Una vez que el gas natural ha sido procesado completamente y está listo para ser consumido, debe ser transportado desde esas áreas que producen gas natural, a aquellas áreas que lo requieran.
El resto de esta parte discute endetalle los procesos utilizados para endulzar corrientes de gases naturales que contienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.
CONSIDERACIONES DEL GAS ÁCIDO
El dióxido de carbono (CO2). Sulfuro de hidrógeno (H2S), y otros compuestos de azufre, tales como mercaptanos, son conocidos como gases ácidos y pueden requerir la eliminación completa o parcial para cumplir con las especificaciones delcontrato.
GASES ÁCIDOS
H2S combinados con el agua forma ácido sulfúrico. CO2 se combina con el agua forma ácido carbónico.
Ambos son indeseables porque ellos originan la corrosión y reducen el valor de calentamiento y por lo tanto el valor de las ventas.
H2S es toxico y puede ser letal. Tabla 1.1 muestra los efectos fisiológicos de H2S en el aire.
GAS AMARGO
Definido como el gas naturalcon H2S y otros compuestos de azufre
GAS DULCE
Definido como el gas natural y sin H2S y otros compuestos de azufre
16 concentraciones límite de compuestos ácidos para contratos de ventas de gas
04.02% para las tuberías.
Reduce el contenido de Btu.
El CO2 es corrosivo.
20 ppm para las plantas de GNL.
H2S
• 1/4 de azufre en grano por 100 SCF (aproximadamente 4 ppm).
• 0,0004% de H2S.
• 2 ppmpara las plantas de GNL.
• H2S es tóxico.
• H2S es corrosivo
Presión Parcial
Se utiliza como un indicador de si el tratamiento es obligatorio Definido como
PP = (presión total de sistema) (% en moles de gas)
Cuando el CO2 está presente con agua, se podría esperar una presión parcial Mayor que 30 psia (207 kPa) indicaría la corrosión por CO2.
A continuación 15 psia (103 kPa) indicaría la corrosiónCO2 normalmente no sería un problema. Aunque puede ser necesaria la inhibición. Los factores que influyen en la corrosión de CO2 son los directamente relacionados con la solubilidad. Esa es la temperatura, la presión, y la composición del agua.
Aumento de la presión aumenta la solubilidad y aumento de temperatura disminuye la solubilidad.
Presión parcial de H2S superior a 0,05 kPa (0,34 kPa)requiere el tratamiento.
NACE RP 0186 Recomienda metalurgia especial para protegerse de H2S (Figura 1-1a yb)
Tabla 1
Concentraciones en el aire
Porcentaje en volúmen
Partes por millón por volúmen
Granos por cien pies cúbicos estándar
Miligramos por metro cúbico
Efecto fisiológico
0.00013
0.13
0.008
0.18
Obvio olor y desagradable generalmente perceptible en 0,13 ppm y muy notable en 4,6 ppm.Como aumenta la concentración, el sentido de fatigas olor y el gas ya no se pueden detectar por el olor.
0.002
10
1.26
28.83
Concentración máxima aceptable permitida por las normas federales de OSHA.
O.005
50
3.15
72.07
Pico máximo aceptable por encima de las concentraciones aceptables de OSHA techo permitido una vez durante 10 minutos por 8-h cambio, si no se produce otra exposición medible.0.01
100
6.30
144.14
Irritación de los ojos, pérdida del sentido del olfato después de 3-15 min. La respiración alterada, dolor en los ojos, y somnolencia después de 15 a 30 mm, seguido por irritación de la garganta después de 1 h. La exposición prolongada resulta en un aumento gradual en la severidad de estos síntomas.
0.02
200
12.59
288.06
Muertes sentido del olfato rápidamente, quema los ojos y...
Con el fin de recuperar azufre elemental a partir de la planta de procesamiento de gas, el azufre que contiene la descarga de un proceso de endulzamiento de gas debe ser tratado adicionalmente.
El proceso utilizado para recuperar azufre se conoce como el proceso Claus e implica el uso de reacciones térmicas y catalíticas para extraerel azufre de la solución de sulfuro de hidrógeno.
El proceso Claus es generalmente capaz de recuperar 97% del azufre que ha sido retirado de la corriente de gas natural.
Una vez que el gas natural ha sido procesado completamente y está listo para ser consumido, debe ser transportado desde esas áreas que producen gas natural, a aquellas áreas que lo requieran.
El resto de esta parte discute endetalle los procesos utilizados para endulzar corrientes de gases naturales que contienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno.
CONSIDERACIONES DEL GAS ÁCIDO
El dióxido de carbono (CO2). Sulfuro de hidrógeno (H2S), y otros compuestos de azufre, tales como mercaptanos, son conocidos como gases ácidos y pueden requerir la eliminación completa o parcial para cumplir con las especificaciones delcontrato.
GASES ÁCIDOS
H2S combinados con el agua forma ácido sulfúrico. CO2 se combina con el agua forma ácido carbónico.
Ambos son indeseables porque ellos originan la corrosión y reducen el valor de calentamiento y por lo tanto el valor de las ventas.
H2S es toxico y puede ser letal. Tabla 1.1 muestra los efectos fisiológicos de H2S en el aire.
GAS AMARGO
Definido como el gas naturalcon H2S y otros compuestos de azufre
GAS DULCE
Definido como el gas natural y sin H2S y otros compuestos de azufre
16 concentraciones límite de compuestos ácidos para contratos de ventas de gas
04.02% para las tuberías.
Reduce el contenido de Btu.
El CO2 es corrosivo.
20 ppm para las plantas de GNL.
H2S
• 1/4 de azufre en grano por 100 SCF (aproximadamente 4 ppm).
• 0,0004% de H2S.
• 2 ppmpara las plantas de GNL.
• H2S es tóxico.
• H2S es corrosivo
Presión Parcial
Se utiliza como un indicador de si el tratamiento es obligatorio Definido como
PP = (presión total de sistema) (% en moles de gas)
Cuando el CO2 está presente con agua, se podría esperar una presión parcial Mayor que 30 psia (207 kPa) indicaría la corrosión por CO2.
A continuación 15 psia (103 kPa) indicaría la corrosiónCO2 normalmente no sería un problema. Aunque puede ser necesaria la inhibición. Los factores que influyen en la corrosión de CO2 son los directamente relacionados con la solubilidad. Esa es la temperatura, la presión, y la composición del agua.
Aumento de la presión aumenta la solubilidad y aumento de temperatura disminuye la solubilidad.
Presión parcial de H2S superior a 0,05 kPa (0,34 kPa)requiere el tratamiento.
NACE RP 0186 Recomienda metalurgia especial para protegerse de H2S (Figura 1-1a yb)
Tabla 1
Concentraciones en el aire
Porcentaje en volúmen
Partes por millón por volúmen
Granos por cien pies cúbicos estándar
Miligramos por metro cúbico
Efecto fisiológico
0.00013
0.13
0.008
0.18
Obvio olor y desagradable generalmente perceptible en 0,13 ppm y muy notable en 4,6 ppm.Como aumenta la concentración, el sentido de fatigas olor y el gas ya no se pueden detectar por el olor.
0.002
10
1.26
28.83
Concentración máxima aceptable permitida por las normas federales de OSHA.
O.005
50
3.15
72.07
Pico máximo aceptable por encima de las concentraciones aceptables de OSHA techo permitido una vez durante 10 minutos por 8-h cambio, si no se produce otra exposición medible.0.01
100
6.30
144.14
Irritación de los ojos, pérdida del sentido del olfato después de 3-15 min. La respiración alterada, dolor en los ojos, y somnolencia después de 15 a 30 mm, seguido por irritación de la garganta después de 1 h. La exposición prolongada resulta en un aumento gradual en la severidad de estos síntomas.
0.02
200
12.59
288.06
Muertes sentido del olfato rápidamente, quema los ojos y...
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