Tratamiento y endulzamiento del gas natural

Republica Bolivariana de Venezuela
Ministerio del Poder Popular Parea la Educación Superior Ciencia y Tecnología
Instituto Politécnico Santiago Mariño
Materia: Electiva V Tratamiento del gas natural
Maracaibo Estado Zulia
TRATAMIENTO DEL GAS
NATURAL
Alumno:
Jairo Ordoñez
C.I. 22.479.003
Carrera: #49 Ing. Química
Maracaibo julio de 2020

INTRODUCCIÓN
El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor
importancia, que debe ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la
remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizarse a
través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos, con solventes
químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases que se desea
remover, luego este proceso es regularizado por la estequiometria de la reacción, lo
importante, que después se tiene que aplicar calor para poder resorber el solvente y
eliminar los gases de la corriente.
El proceso de endulzamiento implica también procesos de absorción, lecho fijo o
lecho seco, en donde se utilizan los tamices moleculares, o membrana, desde luego
hay que tener en cuenta los costos energéticos y otros.
En la actualidad se habla mucho de las reacciones de conversión directa de sulfuro de
hidrogeno y su posterior recuperación del azufre, y su gran utilidad para la producción
de acido sulfúrico en los centros petroquímicos.

GAS ACIDO
El gas acido es una tipología particular de gas natural, o cualquier
otra mezcla de gases que contiene cantidades significativas de
sulfuro de hidrogeno (H2H), dióxido de carbono (CO2) o gases
ácidos similares.
Además son gases con presencia de iones de hidrógenos, productos
principalmente de gases de combustión o de procesos industriales
que se combinan con el vapor de agua del aire. Entre ellos se
encuentran los nítricos, sulfúricos, halogenuros, acético,
propionico, butírico entre otros.

CONTAMINANTES DEL GAS NATURAL
Dióxido de Carbón (CO2): El gas natural como cualquier otro
combustible produce CO2 sin embargo debido a la alta proporción
de hidrogeno-carbono de sus moléculas, sus emisiones son un 40-
50% menores a la del carbón y un 25-30% menores a la del fuel oil.
Óxidos de Nitrógeno (NOx): Los óxidos de nitrógeno se producen
en la combustión al combinarse radicales de nitrógeno, procedentes
del propio combustible, o bien del propio aire con el oxigeno de la
combustión. Dichos óxidos, por su carácter acido contribuyen junto
con el SO2 a la lluvia acida y a la formación de smog (termino
anglosajón que se refiere a la mezcla de humedad y humo que se
produce en invierno sobre las grandes ciudades)

 Dióxido de Azufre (SO2): Se trata del principal causante de la lluvia acida,
que a su vez es el responsable de las destrucción de los bosques y
acidificación de los lagos. El gas natural tiene un contenido de azufre
inferior a las 10ppm en forma de odorizante, por lo que la emisión de SO2 en
su combustión es de 150 veces menor a la del gas-oil, entre 70 y 1500 veces
menor que la del carbón y 2500 veces menor que la que emite el fuel-oil.
 Metano (CH4): El metano, constituye le principal componente del gas
natural es un causante del efecto invernadero mas potente que el CO2, y
aunque las moléculas de metano tienen un tiempo de vida en la atmosfera
mas corto que el del dióxido de carbono. De acuerdo con estudios
independiente las perdidas directas del gas natural durante la extracción,
transporte y distribución a nivel mundial, se han estimado en 1% del total del
gas transportado.

EFECTOS ASOCIADOS
Durante la combustión del gas
natural se facilita la formación
de dióxidos de azufre, que a su
vez constituyen un acido al
entrar en contacto con agua
generando un amplio impacto
de acidificación en el suelo en
las aguas superficiales y en los
organismos vivos.
El azufre en motores de gas natural
inhibe fuertemente la oxidación de
metano por encima del efecto de los
catalizadores de paladio (utilizados
para disminuir la salida de gases de
hidrocarburos no quemados a la
atmosfera) en cantidades
relativamente bajas 1ppm en masa
de azufre a óxidos de azufre
presentes en la salida de los gases
de combustión y que se podría
presentar envenenamiento por
azufre

El CO2 es una
disminución de la
eficiencia de la
combustión en
algunos equipos y la
formación de
monóxido de
carbono en los gases
de combustión
El O2 generalmente no se
encuentra presentes en las
cantidades significativas en
los yacimientos de gas. Su
presencia en el gas natural se
suele atribuir a la
contaminación y a las
diferentes actividades de la
cadena del gas o al nitrógeno
o al aire inyectado como
medio para moderar el índice
de Wobbe.El N2 a determinadas
concentraciones en el
gas natural podría
generar un aumento en
la formación de foto-
oxidantes tales como
los óxidos de nitrosos
(NOx) dañinos para la
salud humana y el
ambiente

Altas alteraciones del H2
pueden presentar problemas
de seguridad en la
combustión del gas natural,
debido a que este posee una
muy alta velocidad de
combustión, lo que puede
ocasionar retroceso de llama
en equipos de aplicación
domestica. En el caso contrario a bajas
concentraciones de H2
existe el riesgo de que su
presencia genera
alargamiento de la llama y
esta se acerque demasiado a
otros elementos por
ejemplo el intercambiador
de calor es un equipo de
combustión

SULFURO DE HIDROGENO H2S
MONÓXIDO DE CARBONO CO
DIÓXIDO DE CARBONO CO2
SULFURO DE CARBONILO COS
DISULFURO DE CARBONO CS2
MERCAPTANOS RSH
NITRÓGENO N2
AGUA H2O
OXIGENO O2

EFECTO DE LOS CONTAMINANTES
Efectos del Sulfuro de Hidrogeno (H2S) Mercaptanos, Dilsulfuros de carbono,
Sulfuro de Carbonilo y compuestos sulfurados similares.
CANTIDAD EFECTO
10ppm v
Cantidad de H2S a la cual se puede
exponer una persona durante ocho horas
sin que sea afectada
70 – 150ppm v Ligeros síntomas, después de varias horas
de exposición
170 – 300ppm v
Máxima concentración que se puede
inhalar son que afecte el sistema
respiratorio
400 – 500ppm v Peligroso durante 30 minutos a una hora
600 – 800ppm v Fatal en menos de 30 minutos
Las normas
internacionales
prescriben por lo
general un
contenido máximo
de 4ppm, v para
estos compuestos
sulfurados. Si se
exceden las
concentraciones
recomendadas esto
da lugar a la
corrosión de las
instalaciones

EFECTO DEL DIÓXIDO DE CARBONO CO2
El dióxido de carbono es un gas relativamente inerte, pero en medio
acuoso, tiene gran potencial corrosivo que se acentúa con la presencia
de agua y presión elevada.
• PP CO2 < 7 PSI: CORROSIÓN BAJA
• 7< PP<30 PSI: CORROSIÓN MODERADA
• PP CO2 >30 PSI: CORROSIÓN SEVERA
PCO2=XCO2*PT
Se recomienda una concentración máxima del 2% en CO2 para
transporte y transmisión

EFECTOS DELAGUA H2O
El agua H2O como acompañante del H2S y CO2 es un promotor de la
corrosión. Por otra parte, el agua puede formar hidratos de metano
Para transporte la norma es de 7 lb/MMPCN como máximo y 3-
5ppm, v para las plantas criogénicas.

EFECTOS DEL MERCURIO (Hg) Y
NITRÓGENO (N2)
 EFECTO DEL MERCURIO: El mercurio en el gas puede ocasionar la
corrosión del material de las “cajas frías” o intercambiadores de calor de
placas y alta eficiencia. En las instalaciones criogénicas se usan filtros
desmercurizados para eliminarlo. Las normas exigen 0,01 microgramos/m3
para condiciones ambientales.
 EFECTOS DE NITRÓGENO: El nitrógeno tiene naturaleza inerte y no
combustible, en concentraciones elevadas REDUCE EL PODER
CALORÍFICO DEL GAS Y AUMENTA LOS COSTOS DE
TRANSPORTE por que se transporta un gas que no se utiliza para generar
energía. Por lo general, las compañías de transporte de gas penalizan las
altas concentraciones de gas nitrógeno, se puede recomendar un 2% molar
como máximo en gas de transmisión, cabe destacar que existen normas mas
exigentes

SULFURO DE HIDROGENO
Este es un gas contaminante presente en el gas natural, el cual
representa una impureza que debe eliminarse de la corriente del gas,
eliminación que debe realizarse antes de que sea inyectado en el sistema
de tubería, ya sea de transporte o de distribución.
El sulfuro de hidrogeno ocurre naturalmente en el petróleo y gas
natural, además de gases volcánicos y manantiales de aguas termales.
También puede producirse como resultado de la degradación bacteriana
de materia orgánica, y de las bacterias sulfatos reductoras, que se
encuentran en el petróleo pesado y que bajo condiciones anaeróbicas,
pueden transformar los sulfatos en sulfuros de hidrogeno.

EFECTOS
El sulfuro de hidrogeno produce una corrosión severa en el sistema de colectores al
oxidarse afecta pozos, bombeos, colectores, entre otros llegando a producir una corrosión
de 20 mm al año en el sistema de colectores.
El control del sulfuro de hidrogeno es muy importante debido a los efectos que tiene en el
ser humano y en las estructuras. La aparición de este gas en las aguas residuales genera
malos olores al liberarse a la atmosfera provocando malestar en cada individuo y
causando perdidas económicas.
El sulfuro de hidrogeno irrita los tejidos blandos del cuerpo, como los ojos, nariz, la
garganta y los pulmones. Las concentraciones altas amortiguan rápidamente el sentido del
olfato y la exposición continua puede provocar ataque de asma, dificultad respiratoria,
perdida del conocimiento y muerte.
En la mayoría de los casos no hay consecuencias a largo plazo de la exposición, sin
embargo, los dolores de cabeza recurrentes, falta de capacidad de concentración, mala
memoria y la función motora deficiente puede persistir en algunas personas.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO
El proceso de endulzamiento del gas natural se refiere a la
purificación del gas, eliminando especialmente el sulfuro de
hidrogeno y el dióxido de carbón, debido a que son altamente
corrosivos en presencia de agua y tienen un impacto negativo en la
capacidad calorífica del gas natural. Dicha operación involucra la
remoción de las impurezas presentes en fase gaseosa.
Además el proceso tiene como objetivo dejar el gas dentro de la
norma sea para el transporte o comercialización y distribución, de
tal forma que el gas cumpla con los requerimientos establecidos,
tanto nacional como internacional, que representa la posibilidad de
comercialización del gas natural.

DIAGRAMA PROCESO DE ENDULZAMIENTO

PROCESOS DE ENDULZAMIENTO
 ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES QUÍMICOS
En este proceso los componentes ácidos del gas son eliminados con una
solución química que contiene un componente activo, bien sea un tipo de
amina o carbonato de potasio, con sus respectivos descensos y aumentos de
temperatura y presión.
En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación
de gases ácidos.
 ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTES FÍSICOS
Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber diferentes
componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. En este tipo de proceso
las altas presiones y bajas temperaturas permiten la remoción exitosa. Este
método es normalmente usado el tratamiento de gas con altas concentraciones
de CO2 y H2S, tal como es el caso de las plantas de amoniaco.

 ENDULZAMIENTO DEL GAS CON SOLVENTAS HÍBRIDOS
Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos, químicos y
naturalmente presentan las características de ambos.
Dependiendo de la composición del solvente, pueden remover CO2, H2S, COS, CS2 y
mercaptanos. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la composición del solvente
y el tiempo de contacto.
 ENDULZAMIENTO CON MALLAS O TAMICES MOLECULARES
Las mallas moleculares pueden ser usadas para absorber físicamente los solventes
ácidos, tales como el sulfuro de hidrogeno y el dióxido de carbono y luego se regeneran
utilizando temperaturas elevadas o gas de baja presión.
Poseen afinidad por moléculas polares como las de CO2 y H2S, pero por el tamaño de
los poros del tamiz tienen selectividad con las moléculas que remueven.
Una vez realizada esta fase de forma exitosa se considera que el gas es “dulce”, de esta
forma puede circular por la planta sin ser dañino para los equipos y puede seguirse
tratando para ser comercializado.

AMINAS Y SUS PROPIEDADES
Las aminas son compuestos orgánicos derivados del amoniaco
(NH3) y son productos de la sustitución de los hidrógenos que
componen el amoniaco por su grupos alquilos o arilos (-CH3). Las
aminas se clasifican de acuerdo al numero sustituyentes unidos al
nitrógeno, luego existen las aminas primarias, secundarias y
terciarias.
Las aminas son compuestos incoloros que se oxidan con facilidad lo
que permite que se encuentren como compuestos coloreados. Los
primeros miembros de esta serie son gases con olor similar al
amoniaco. A medida que aumenta el numero de atomos de carbono
en la molécula el olor es similar al del pescado.

ENDULZAMIENTO CON AMINAS
El tratamiento de gas con aminas, también conocido como eliminación del
gas ácido y endulzamiento, es un grupo de procesos que utilizan
soluciones acuosas de varias aminas para eliminar el sulfuro de
hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) de los gases. Es un proceso
usado en refinerías de petróleo, plantas petroquímicas, plantas de
procesamiento de gas natural y otras industrias. Los procesos consisten en
la absorción del gas por soluciones químicas acuosas de amina a presión y
a temperatura ambiente. La absorción química utilizando alconoaminas
forma parte de los procesos más frecuentemente usados y de los más
eficientes. En el tratamiento de gas se utilizan soluciones acuosas de
aminas para remover sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono
(CO2).

TIPOS DE AMINAS EN EL PROCESO
 MONOETANOLAMINA (MEA)
La monoetanolamina es la más reactiva de las etanolaminas. Se utiliza
preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO2 y del
H2S, aunque algunas impurezas tales como el COS, CS2 y el oxígeno
tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomiendan en esos casos.
Con MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO2 / H2S. Es útil en
aplicaciones donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de
entrada es baja. La corrosión y la formación de espuma es el principal
problema operacional al trabajar con MEA. El porcentaje en peso de ésta en
la solución se limita al 15%, debido a esto se requiere de cantidades
considerables de solución en el sistema, lo que implica una demanda
calórica alta.

DIETANOLAMINA (DEA):
La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución
se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de
DEA con COS y CS2 es más lenta que con la MEA, y los
productos de la reacción son distintos, lo que causa menores
pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presión
de vapor más baja, por lo cual las pérdidas de solución de amina
por evaporación son menores, y funciona bien en absorbedores de
baja presión. La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural
que contengan un total de 10% o más de gases ácidos a presiones
de operación de unos 2,4 kg/cm2 o mayores.

 DIISOPROPANOLAMINA (DIPA)
La DIPA es una amina secundaria como la DEA, tiene una gran
capacidad para transportar gas ácido, pero debido al alto peso
molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy altas.
 METILDIETANOLAMINA (MDEA)
La metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona
lentamente con el CO2, por lo tanto para removerlo, se requiere de un
mayor número de etapas de equilibrio de absorción. Su mejor
aplicación es la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están
presentes (CO2 y H2S). Una ventaja de la MDEA, para la remoción
del CO2 es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por
efectos de una separación flash.

 METILDIETANOLAMINAACTIVADA (A-MDEA)
En la MDEA activada, la adición de una amina secundaria como activador,
acelera la absorción cinética de CO2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos,
ni se puede utilizar sola para la remoción selectiva del H2S debido a la presencia
del activador. Las condiciones de operación pueden ser: presión del absorbedor
de hasta 123 kg/cm2 y temperatura del absorbedor desde 40 hasta 90ºC.
 Diglicolamina (DGA)
La DGA es una amina primaria como la MEA en cuanto a la reactividad pero
tiene mejor estabilidad y baja presión de vapor, esto permite el uso de
concentraciones relativamente altas, entre 50–70% en peso.

ESTRUCTURA MOLECULAR DE LA AMINA

PRESIÓN DE VAPOR DE CO2 EN EQUILIBRIO PARA
SOLUCIONES EQUIMOLARES DE AMINAS

PRESIÓN DE VAPOR DE H2S EN EQUILIBRIO PARA
SOLUCIONES EQUIMOLARES DE AMINAS

DIAGRAMA PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON AMINA

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL A
TRAVÉS DE LAABSORCIÓN DE GASES
Para el endulzamiento de gas a través del proceso de absorción de
gases, se debe tener en cuenta, primeramente las condiciones del gas a
tratar, lo que implica concentración de impurezas. Temperatura presión
disponible, volumen del gas a procesar, composición de hidrocarburos,
selectividad de los gases ácidos por mover y especificaciones del gas
acido residual. Todos estos parámetros tienen que estar claramente
establecidos. El procesos de endulzamiento por absorción de gases
puede clasificarse de acuerdo al tipo de reacción que presente:
• Reacción química (proceso con aminas)
• Reacción física (proceso con solventes físicos)
• Reacción combinada (proceso con solventes mixtos)

PROCESO DE ABSORCIÓN FÍSICA
Principalmente los procesos de absorción física son utilizados
cuando la presión del gas es alta y hay 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.
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.

CARBONATOS
Los carbonatos son sales del acido carbónico o esteres con el grupo R-O-
C(=O)-O-R’. Las sales tienen en común el anión CO32− y se derivan del acido
carbónico H2CO3. Según el pH (la acidez de la disolución) están en equilibrio
químico con el carbonato y el dióxido de carbono.
La mayoría de los carbonatos, aparte de los de metales alcalinos, son poco
solubles en agua. Debido a estas características son importantes en geoquímica
y forman parte de muchos minerales y rocas.
El carbonato mas abundante es el carbonato cálcico (CaCO3) y se halla en
diferentes formas minerales (calcita, aragonito) formando rocas sedimentarias
(calizas, margas) o metamórficas (mármol) y es a menudo el cemento natural de
algunas areniscas. Sustituyendo una parte del calcio por magnesio se obtiene la
dolomita CaMg(CO3)2.

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL
CON CARBONATOS
 PROCESOS CON CARBONATO DE POTASIO (CALIENTE)
El proceso básico emplea una solución de K2CO3. El contactor y el
regenerador operan a temperaturas de 230-240 ºF y no es recomendable para
tratar corrientes gaseosas que contienen solo H2S como contaminantes. En el
caso de requerirse específicamente de CO2 y H2S para gases destinados a
transmisión para ventas, se requieren esquemas especiales de proceso. El
carbonato de potasio tiene cierta efectividad para la remoción de sulfuro de
carbonilo y disulfuro de potasio se pueden representar de la siguiente manera:
K2CO3 + CO2 + H2O 2 KHCO3
K2CO3 + H2S KHS + KHCO3

EVALUACIÓN DEL PROCESO BANFIELD
El proceso Benfield es licenciado por la UNION CARBIDE CO. Se basa en la
utilización de una solución de carbonato de potasio activada para la absorción e
inhibida para la corrosión mediante la incorporación de aditivos a la solución.
Los esquemas de flujo para el diseño del proceso son los mismos que los
anteriores. Además existen otras modificaciones del proceso:
 El Benfield Hipare: se caracteriza por tener dos circuitos, uno de los cuales
emplea solución de carbonato de potasio activado, y el segundo utiliza una
solución de diferente concentración y temperatura.
 El Benfield Lo-Heat: permite reducir el consumo de calor para regeneración
mediante una reducción de la presión sobre la solución pobre y comprimiendo
el vapor expandido a través de eyectores. El vapor comprimido es utilizado
para suplir parte del calor de regeneración.

EVALUACIÓN DEL PROCESO CATACARB
Este proceso también basado en el uso de carbonato de potasio, es licenciado
por Eickmeyer & Associates. Se utilizan varios catalizadores e inhibidores de
corrosión y la selección de los mismos depende de la composición del gas a ser
tratado.
Los esquemas de procesos son, en principio, similares a los del proceso
Benfield:
 Una etapa simple.
 Corriente pobre divididas y enfriada.
 Dos etapas.
 Low-heat.

ABSORCIÓN CON CARBONATO DE
POTASIO (K2CO3)
Las reacciones que ocurren entre el carbonato de potasio y los gases
ácidos se puede representar de la siguiente manera:
K2CO3 + CO2 + H2O 2KHCO3 + CALOR
K2 + H2S KHCO2 + KHS + CALOR
La reacción se controla por el grado de conversión del carbonato a
bicarbonato. Otro parámetro importante es la temperatura del proceso,
ya que a valores por debajo de 104°F el KHCO3 puede cristalizarse,
causando problemas de taponamiento y erosión.

ELIMINACIÓN DE H2S/ CO2
SELECCIÓN DE PROCESOS
Contaminantes Aminas
(DEA)
Solv.
Físicos
Solv.
Híbridos
Carb.
Potasio
Tamices
moleculares
H2S Muy bueno Bueno Muy
bueno
Pobre-Reg Muy bueno
CO2 Muy bueno Bueno Muy
bueno
Bueno Muy bueno
COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado
RSH No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
CS2 No Bueno Bueno Posible ---
EMS, DMDS No --- --- --- ---
 Sulfuro de carbonilo COS
 Mercaptanos RSH
 Disulfuro de Carbono CS2
 Etil metil sulfuro EMS
 Dimetil disulfuro DMDS

COMPLEJO VENEZOLANO GASODUCTO MUSCAR
PDVSA ENDULZAMIENTO DEL GAS
Gracias a la reactivación de la producción en el Distrito Norte grandes
volúmenes de gas asociado han ingresado a las diferentes plantas que
integran el referido centro Muscar es un complejo gasífero que se
encuentra ubicado en el norte del estado Monagas cerca de la
población de Punta de Mata entre los campos petroleros Musipan y
Carito dichas instalaciones son la base de todas las actividades de
manejo de gas desarrolladas en el Distrito Norte de la División
Oriente de PDVSA.

FUNCIONAMIENTO
Su principal actividad es la recolección y acopio de gas producido en
dicho distrito su área de influencia abarca el tratamiento y
acondicionamiento del gas asociado al crudo de todas las unidades de
explotación Furrial Carito y Pirital como la optima segregación de gas
para la planta de extracción de los líquidos. Actualmente el complejo en
los distintos procesos de refinación se dedica al ENDULZAMIENTO
recibiendo 1575 millones de pies cúbicos de gas diario provenientes de
los diferentes yacimientos ubicados al norte del estado Monagas estas
cifras representan 70% de la capacidad del complejo cantidad que
demuestra el repuente en la producción de crudo en la entidad Urbina
seguir que el aumento de la producción de gas reducir la escasez de
combustible en la región y suplir los requerimientos de las industrias
básicas de Guayana.

(PLANTA MUSCAR GASODUCTO)
REFINACIÓN DEL GAS VENEZUELA

CONCLUSIÓN
El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el sulfuro
de hidrogeno H2S y el dióxido de carbono CO2 del gas natural.
Como se sabe el H2S el CO2 son gases que pueden estar presentes
en el gas natural y pueden en algunos casos, ocasionar problemas
de manejo y procesamientos del mismo, los distintos tipos de
procesos de endulzamiento tienen como objetivo principal esa
erradicarlos o eliminarlos para que el gas cumpla con unos
requisitos de estandarización para su uso domestico y transporte.

BIBLIOGRAFÍA
• Petróleo internacional
Volumen 38
• Refino de Petróleo
Autores: James H. Gary & Glenn E. Handweek
• www.pdvsa.com
• Ingeniería del Gas Natural
Msc. Ing. José Ernesto Bautista Rodas
• Consideraciones para la evaluación y diseño de procesos con solventes químicos
Ing. Jorge Barrientos

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