NEUTRALIZACION DE CONTAMINANTES ACIDOS EN CORRIENTES GASEOSAS C. A. ORTEGA NeuGA SA – SEIBO SA Calle Maipú 2579 – (2000) Rosario Avda.de Mayo 844 - P 8 – Ciudad Autónoma de Buenos Aires Contaminantes Neutralizados SH2, SHR, SR2, CO2, SO2, SO3
Las corrientes de gases contaminados se presentan con una amplia gama de alternativas en cuanto al tipo de contaminante, a la simultaneidad de la presencia y a la cantidad de los mismos.La solución de soda cáustica , no es selectiva respecto de la neutralización química.Presentaremos a continuación, casos diferentes, para poder analizar los comportamientos de cada contaminante frente al mencionado secuestrante, luego los casos de mezclas de contaminantes, para finalizar con consideraciones que atañen al “Protocolo de Kioto” y al tratamiento de los efluentes.1) SH2 COMO CONTAMINANTE: En presencia de un Gas contaminado sólo con SH2, se debe lograr la disolución del contaminante, en la fase liquida de la solución cáustica, durante el tiempo de contacto, entre el Gas contaminado y la solución secuestrante.Lo mencionado depende, de la velocidad espacial aplicada al diseño de la Torre de “Absorción con reacción química”.Si las temperaturas a las que se encuentra el Gas son bajas, y las presiones operativas, son altas, se trabaja en un escenario, que favorece la disolución del ácido contaminante del Gas.Una vez en solución, las dos reacciones químicas, que son el objetivo principal del tratamiento, son las siguientes : SH2 + NaOH > SHNa + H2O SH2 + 2 NaOH > SNa2 + 2 H2O La primera reacción entre el ácido débil y el álcali fuerte produce una “Sal”, (sulfhidrácido de sodio), Reguladora del pH del medio, lográndose su máxima conversión a pH = 9.4.La segunda reacción, que se produce, con un aumento de la concentración del cáustico, genera una “Sal”, (sulfuro de sodio), la cual también forma una solución Reguladora, con su máxima conversión a pH = 13.5.Hay una tercera reacción que es la siguiente:
SH2 + SNa2 > 2 SHNa Esta reacción, muy conveniente desde el objetivo de máxima eficiencia en la captación, pero es la menos probable en la práctica, en razón del escenario de tiempos, dimensiones de equipos, y según los objetivos de pureza del Gas, que se persiguen, y que en definitiva, actúa sobre el escenario mencionado.1 1 ) Caso de Ingreso a Gasoducto Transportador: La especificación a cumplir, exige un máximo de 2 ppm de SH2 en el Gas Natural.En el Proceso que estamos presentando, cumplir, con el limite máximo mencionado, se ha logrado en la práctica, y es de aplicación actual, en caudales de Gas Ácido de hasta 100,000 SM3D, y con un efluente evacuado a pH de solución Reguladora, ESTO SIGNIFICA SIN RESIDUOS CON EXCEDENTES DE SODA CAUSTICA EN LA SOLUCION.En todos los escenarios posibles, de formaciones de sales, si la operación se completa con la evacuación de una solución “Reguladora”, EL RENDIMIENTO LOGRADO, EN ESE CASO, HA SIDO EL MAXIMO, esto es el estequíométrico.La presencia de ambas sales, SHNa y SNa2, o la de sólo una de ellas, indistintamente, forma la buscada “solución Reguladora “- Buffer”.Entonces, y tendiendo a un objetivo de reducción de costos, la oportunidad de optimizar los mismos, se presenta en la producción, de cero (0) de la sal SNa2.Si el SH2 que contamina al Gas Natural, se encuentra en presencia de agua blanda, y a una temperatura próxima a los 20 / 25 ºC, hemos encontrado que aproximadamente a 60 Psia, la disolución del mismo, produce el descenso del pH (medida de la concentración de hidrogeniones excedentes), del agua blanda a un valor de pH = 4.2.Hemos experimentado la preparación de soluciones de soda a distintas concentraciones en peso, buscando un mejor control, en la formación del “Buffer”, con la solución de soda cáustica, más diluida posible, con lo cual se logra un menor efecto regulador, que nos permita ver marcados cambios de pH, dentro del rango de ésta sal.Encontrado dicho “piso”, y mediante muestreos cromatográficos, cálculos de balance de masas, y titulaciones analíticas en laboratorio, hemos obtenido la saturación completa del ácido, contenido en el Gas contaminado, controlando el Gas de Salida, con un valor de pH en la solución líquida de , pH = 9.4.La soda caústica gastada, controlada por pesada, reveló un gasto correspondiente a la ecuación estequiométrica de formación sólo de SHNa.SH2 + NaOH > SHNa + H2O - - 34 + 40 > 56 + 18.Si la solución secuestrante, excede el contenido (concentración), de soda, el SHNa formado por captura de SH2 desde la corriente de Gas , pasa a SNa2 según la segunda reacción.SHNa + NaOH > SNa2 + H2O - - 56 + 40 > 78 + 18.Con esta reacción, nuestra solución de prueba iba incrementando su pH, a medida que el exceso de soda capturaba el electrón disponible del radical SH- , llegando hasta el techo de pH = 13.5 con 100 % de conversión del SH2 original, a SNa2.-
Pero nos encontrábamos con un gasto que había cambiado desde la relación primera: 40/34 = 1.18 Kgrs. de soda/Kgr de SH2 neutralizado ; a una relación de 80/34 = 2.35 Kgrs. de soda/Kgr de SH2 neutralizado.Esta solución de pH = 13.5, la utilizamos para un previo lavado del Gas Natural mediante la aplicación de la siguiente secuencia de reacciones químicas: SNa2 + H2O > SNa- + Na+ + OH- + H+.- (pH = 13.5)(en fase acuosa) SH2 + H2O > SH- + H+ +OH- + H+.- ( pH = 4)(disolución del SH2 en agua) SNa+ + Na+ + SH- + H+ > 2 SHNa (pH = 9.4)( la fase acuosa de la solución gastada).Cuando la instalación operativa, dispone de la facilidad que permita iniciar el proceso de endulzado con un tiempo de contacto entre el Gas contaminado y la solución gastada, se obtiene como resultado un ahorro neto en el consumo de soda cáustica , y un efluente, en el cual se puede lograr un pH menor al máximo permitido de 8.5.Al pH mencionado la solución a evacuar estará compuesta, del total de S2capturado, por un 95 % de SH- y un 5 % de SH2 disuelto, aproximadamente.Bajo el punto de vista operativo, deberá, decidirse la alternativa, de una pérdida de carga adicional de 30 a 50 grs/cm2, en la corriente de gas, para lograr la ventaja de menor consumo de soda cáustica.2) CO2 COMO CONTAMINANTE: En presencia de un Gas contaminado sólo con CO2, se debe lograr la disolución del contaminante, en la fase liquida de la solución cáustica, durante el tiempo de contacto, entre el Gas contaminado y la solución secuestrante.Las últimas informaciones relacionadas a las gravedad del “efecto invernadero” ocasionado por el efecto pantalla provocado por el CO2 en la radiaciones infrarrojas emergentes de la tierra, ponen hincapié en el objetivo de enterrar, en forma segura, éste contaminante.Islandia tratará de utilizar sus rocas volcánicas, como nuevo recurso tecnológico, para tal objetivo.En la limpieza de los gases contaminados con CO2, mediante el secuestro con Soda cáustica, justamente la diferencia con los métodos empleados tradicionalmente, reside en que la captura consiste exactamente en depositar el CO2, en estado de sal estable.Lo mencionado depende, de la velocidad espacial aplicada al diseño de la Torre de “Absorción con reacción química”.Nuestro desarrollo experimentó, las diferencias obtenibles por la aplicación de los dos tipos clásicos de Torres; con Relleno o con Platos.La elevada área superficial por unidad de volumen, de rellenos desarrollados con variadas geometrías, nos demostró importantes ventajas en cuanto al diámetro y a la altura neta requerida para la absorción y reacción química.Si las temperaturas a las que se encuentra el Gas son bajas, y las presiones operativas, son altas, se trabaja un escenario, que favorece la disolución del ácido contaminante del Gas.Una vez en solución, las dos reacciones químicas, que son el objetivo principal del tratamiento, son las siguientes :
CO2 + NaOH > CO3HNa CO2 + 2 NaOH > CO3Na2 ( soda solvay) La primera reacción entre el ácido débil y el álcali fuerte produce una “Sal”, (bicarbonato de sodio), Reguladora del pH del medio, lográndose su máxima conversión a pH = 8.La segunda reacción se obtiene con un aumento de la concentración del cáustico, la “Sal”, (carbonato de sodio), que puede ser producida, forma también una solución Reguladora, con su máxima conversión a pH = 12.5.Para el caso de una Planta que por el volumen de Gas tratado, no justifique un “Proceso de Recuperación” del cáustico, vale equivalentemente el concepto de ahorro de consumo, trabajando tanto en el diseño del Proceso, como en la operación, para lograr el primer equilibrio.Desde un “piso” aproximado a los 500,000 SM3D de Gas contaminado, y con concentraciones en volumen de CO2, que sumadas al % en volumen de N2, requieran la neutralización, del 1 % en volumen aproximadamente, de CO2, para cumplir con el máximo de inertes (4% v/v), exigido por las Transportadoras, merece analizarse la inversión en una instalación de “recuperación del Cáustico”, mediante reacciones de “CAUSTIFICACIÓN”.Para el escenario citado, nos encontramos con una corriente de Gas contaminado, del cual debemos neutralizar 9.3 toneladas por día de CO2.Para una condición de la Planta, que permita la neutralización según la primera reacción, se tendría un consumo de soda cáustica de 8.5 toneladas por día.Considerando un costo de la soda de 0.95 U$S/Kg, tendríamos un costo en químico de 2,800,000 U$S/año.La recuperación que puede lograrse en la práctica es del 85 % del hidróxido de sodio gastado, esto es un ahorro de 2,000,000 U$S/año.El mencionado ahorro se logra por el consumo de “Cal viva”, en reemplazo del hidróxido de sodio.Considerando un costo de la cal viva de 0.081 U$S/Kg, balanceando en masa el reemplazo estequiométrico, el ahorro neto, al consumo más arriba indicado, sería de 1,800,000 U$S/año.La cifra indicada cubre la inversión en la Planta de Caustificación en un plazo de un año aproximadamente.2 1 ) Caustificación: El método original de producción de soda cáustica usaba como materia prima el carbonato de sodio,(soda solvay), de acuerdo a la siguiente reacción química: Na2CO3 + Ca(OH)2 > 2 NaOH + CaCO3 Depende principalmente del hecho de que el carbonato de calcio es casi insoluble en soluciones cáusticas.Los ensayos que hemos realizado en laboratorio, estaban basados en la preparación de soluciones de CO3Na2 de distintas concentraciones.Estas soluciones se hacían reaccionar con Ca(OH)2 en exceso, calentando y agitando.La representación gráfica, mostró con claridad la formación de una hipérbola, que expresaba que a mayores concentraciones de CO3Na2, menor es la conversión.-
Con una concentración del 12 % en CO3Na2, se logró una conversión del 90 % a la media hora de contacto.Una elevada concentración de CO3Na2, tiene adicionalmente las siguientes desventajas: Mayor tiempo de residencia en la caustificación,(influye en el volumen de los equipos).Las sales de carbonato concentradas, provocan depósitos e incrustaciones en la instalación, originando paradas de mantenimiento que aumentan los costos operativos.3) MERCAPTANOS COMO CONTAMINANTES: Los mercaptanos son derivados alquílicos del ácido sulfhídrico.Por la similitud de propiedades, los técnicos los han asimilado a los alquilalcoholes, y debido al reemplazo del radical OH-, por el radical S2-, se los conoce con el nombre de alquil- tioles.Los mercaptanos son pocos solubles en agua; pero sí son solubles en soluciones alcalinas diluidas.Hemos experimentado con corrientes gaseosas contaminadas con metil; etil; propil; y terbutil – mercaptano; en concentraciones de 500 ppm en la corriente de gas y acompañados por concentraciones de 600 ppm de SH2.Los resultados debían ser los exigidos por las especificaciones técnicas del transportador; y el objetivo se logró.4) SH2, CO2, SHR, SR2, SO2/SO3 Y SULFUROS DE CARBONILOS, COMO CONTAMINANTES: La soda cáustica utilizada como compuesto químico secuestrante, cuyos resultados y conceptos de control de las reacciones producidas, están siendo expuestas en este trabajo, NO ES SELECTIVA.Este concepto debe estar completamente claro, a la hora de la aplicación de las novedades brindadas por este proceso, en razón de las expectativas de rendimiento que el proceso ofrece.Independientemente de no tener propiedades de selectividad, es esencial dejar absolutamente en claro el concepto de la mayor eficiencia obtenida en las reacciones de “neutralización”.Efectivamente, la novedad de este proceso, radica en la condición del efluente liquido producido, sobre el cual se debe realizar el control conveniente que asegura consumos estequiométricos.4 1 ) SH2; SHR; SR2 y CO2: En los casos anteriormente detallados de corrientes gaseosas con contaminaciones de un solo compuesto, esto es SH2 y/o sus derivados mercaptánicos, o CO2, ya hemos visto la propiedad de formar Soluciones Reguladoras.Exactamente el mismo criterio debe aplicarse en el caso de que ambos ácidos debiles, acompañen a la corriente gaseosa.-
En este caso, y según resultados de laboratorio, obtenidos con el seguimiento de una corriente contaminada con ambos ácidos débiles, utilizada para las pruebas, el pH de la solución reguladora (Buffer), se irá desplazando hacia puntos de mayor alcalinidad, entre los limites citados para cada caso particular, según la concentración de la sal obtenida.Esta propiedad, puesta en práctica en este proceso, de máxima eficiencia, responde a la propiedad de la química, en dar respuesta al producto obtenido de la reacción de ácidos débiles con un álcali fuerte.Para el caso que nos ocupa, el pH de la solución reguladora se desplaza hacia las zonas alcalinas; si el caso fuera de álcali débil con ácido fuerte, se obtendría una solución reguladora, con pH desplazado hacia la zona ácida.Entonces, cuando desde la Ingeniería de Proceso, se ofrece el diseño de una instalación, para aplicación en la Industria, con las facilidades adecuadas para el logro de la condición que privilegia el método, entonces estamos en el escenario de máximo rendimiento de captación, por ubicarnos en la zona de limites de “SOLUCION REGULADORA”.Tratándose de una corriente gaseosa con los contaminantes SH2, SHR, SR2 y CO2, las pruebas realizadas nos permitieron obtener resultados, con un orden de captación.Cuando la relación de contaminación CO2/SH2 tiene un valor máximo entre 7 u 8, predomina el fuerte poder reductor del SH2, lográndose la neutralización del SH2 y los mercaptanos, si se encontraran dentro del limite citado, sin haber consumido soda cáustica para la neutralización del CO2, como CO3H2 en la solución.El control cromato-gráfico, efectuado desde un cromatógrafo portátil, nos demostró claramente, que ha partir del “techo” CO2/SH2, mencionado, la situación cambia.Entonces ocurre que comienza la reacción química con el CO3H2.El sistema entonces reacciona conceptualmente para que todo pase, como si, la gran fuerza reductora del SH2, queda compensada con la marcada mayor presencia del CO3H2.En esta situación los resultados mostraron datos como los que citamos a continuación: pH = 6.7 CO3H- convertido, en un 55 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 25 % del SH2 disuelto.pH = 7 CO3H- convertido, en un 90 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 50 % del SH2 disuelto.pH = 9.5 CO3H- convertido, en un 60 % del CO3H2 disuelto; CO3= convertido, en un 40 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 100 % del SH2 disuelto.pH = 10 CO3H- convertido, en un 50 % del CO3H2 disuelto; CO3= convertido, en un 50 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 100 % del SH2 disuelto.pH = 13 CO3H- convertido, en un 0 % del CO3H2 disuelto; CO3= convertido, en un 100 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 30 % del SH2 disuelto; S= convertido en un 70 % del SH2 disuelto.pH = 13.5 CO3H- convertido, en un 0 % del CO3H2 disuelto; CO3= convertido, en un 100 % del CO3H2 disuelto; SH- convertido en un 0 % del SH2 disuelto; S= convertido en un 100 % del SH2 disuelto.-
En este valor del pH, al estar los dos ácidos débiles 100 % neutralizados, hemos llegado al limite superior de la “Solución Reguladora”.En este caso, y si excedemos el valor de pH= 13.5, NO se puede asegurar la ausencia de excedentes de SODA CÁUSTICA.Por lo tanto el control operativo, desde la automatización, señalización y seguimiento, debe adoptar el valor 14 > pH > 13.5, como el límite al cual la solución “ No debe ser drenada”.Viajando hacia pH de menor valor hemos efectuado las siguientes lecturas.Hasta pH = 7.5, puede ocurrir que el gas tratado este en condiciones de “endulzado” exigidas, por no evidenciar concentraciones de SH2, en la fase gaseosa, de mayor valor que el exigido en el caso particular que se trate.No obstante, la solución no puede drenarse al ambiente por la alta presencia de SH2 disuelto en la solución.Esta situación deja expuesto el medio receptor del efluente, a la inmediata evaporación de un gas, de muy alto poder como veneno, como lo es el SH2.A partir de un pH = 8, y hasta un pH = 9, y en relación a las concentraciones CO2/SH2, citadas más arriba, se ha gastado un mol de NaOH, para neutralizar un mol de SH2, y un mol de NaOH, para neutralizar un mol de CO2 capturado del Gas contaminado.Este último dato, reviste una primordial importancia, para significativas “Cuencas de gas” de la República Argentina.Ellos es debido a la naturaleza del Gas Natural efluente de pozo, el cual por las características de la cuenca, están demostrando en repetidas muestras analizadas, que conforman una muy abundante población estadística, que la naturaleza de la contaminación, se encuentra enmarcada en la situación mencionada con altas presencias de CO2.Por lo tanto, aquellos productores, dueños de corrientes gaseosas menores al valor de 500,000 SM3D aprox. ,y que pertenezcan a cuencas de las características mencionadas, se encontraran ante un costo operativo en consumo de químicos, que tendra un valor de 80/34 =2.33 Kgrs de NaOH por cada Kgr de SH2 neutralizado, como mínimo.Esto es así, pues es la mejor oportunidad de neutralización de SH2, dado que corresponde a los pH limites de la solución reguladora, entre los cuales las sales obtenidas han sido neutralizadas con la captura de sólo un H+.Y hacemos la acotación, del 2.33 como valor mínimo, entre los pH indicados.Si es que, referimos el consumo al SH2 neutralizado, puede ocurrir que la relación CO2/SH2, sea mayor, a la que corresponde a un equilibrio de mínima, entre fuerza reductora del S=, y concentración del CO2.Entonces habrá una mayor relación de moles de CO2 a moles de SH2 capturados como sal ácida, lo cual genera un gasto de soda cáustica, que al dividir por la cantidad de SH2 neutralizado, incrementa el índice mínimo de 2.33.Para el caso de “Productores”, que deban tratar volúmenes mayores de Gas Natural contaminado, el escenario se presenta totalmente diferente.En estos casos, (con la salvedad de que el valor de 500,000 SM3D, debe ser específicamente determinado para cada caso, ya que lo citamos con fines orientativos de esta presentación), el valor de pH de máximo rendimiento, será el comprendido entre 12 y 13.-
Los limites indicados aseguran dos ventajas esenciales: NO HAY EXCEDENTE DE NaOH en el drenaje. ASEGURAMOS EL 100 % de conversión de CO3H2 a CO3Na2 que es la sal caustificable con hasta un 90 % de recuperación de la cáustica utilizada.En cuanto al SH2 capturado como sal neutra SNa2 seguirá reaccionando en el circuito, hasta su conversión a SHNa.Consideramos importante mencionar algunos datos de contaminación de corrientes de Gas Natural, debido a la poca atención, que hasta el presente, ello ha significado, como Kgrs masa de CO2 que se esta enviando a la atmosfera.100,000 SM3D, con una concentración de CO2 del 1 % en volumen, equivalente a 10,000 ppmv, representan 1860 kgrs de CO2 por día.4 1 ) SO2 y SO3: Cualquiera de estos dos gases, derivados oxigenados del azufre, tienen la particularidad de formar en solución el ácido correspondiente al mayor estado de oxidación del azufre, (lluvia ácida).Este ácido es el ácido sulfúrico, de alta constante de disociación como ácido, por lo que revisten la condición de ácido denominados “fuertes” químicamente.Al enfrentar entonces la neutralización entre un ácido fuerte con un hidróxido fuerte , como lo es el NaOH, la curva de pH durante la neutralización, no tiene la conocida característica de las soluciones reguladoras.En las soluciones reguladoras y mientras tengamos presencia del electrolito que forma la citada solución, la misma mantendrá constancia en su valor de pH, por neutralización del álcali fuerte agregado.La variación se dará por un salto espontáneo, a causa del cambio de concentración y/o composición de la naturaleza del electrolito “buffer”; pero se mantendrá una constancia en el rango de concentraciones donde estén presentes las sales formadoras de la solución reguladora.En cambio y a diferencia, la presencia en la neutralización, de los dos opuestos con disociación “fuerte”, irá provocando una variación paulatina del pH , dada la variación casi lineal en la concentración del hidrogenión libre.De acuerdo a lo dicho, cuando el medidor de pH, indica un cambio en la regularidad de la variación, tendremos la clara evidencia de haber logrado la neutralización estequiométrica del primer hidrógeno libre del ácido sulfúrico.El valor citado de pH, será para el caso en consideración, el punto de control para realizar la evacuación de la solución gastada.5) CONSIDERACIONES ACERCA DEL PRESENTE PROCESO, FRENTE AL DESAFIO ACEPTADO POR UN IMPORTANTE NUMERO DE PAISES QUE ACORDARON, LA MEJORA DE SUS EMISIONES GASEOSAS, CON LA FIRMA DEL CONOCIDO PROTOCOLO DE KIOTO: El acuerdo logrado luego de extensas negociaciones, se inscribe dentro del convenio “Marco de la ONU”, sobre cambio climático.La viabilidad de aplicación de un acuerdo de nivel Mundial, respecto de la reducción de los niveles de emisión de contaminantes, que afecten la temperatura
del Planeta , con sus consiguientes deterioros ambientales, debía ser aprobado por un mínimo de 55 países, para lograr el objetivo de aplicación.Se logró el acuerdo de 141 países, de los cuales 30 pertenecen al nivel que los califica como “Industrializados”.LOS GASES, cuyo nivel de emisión debe ser reducido en diferentes porcentajes, según el país, y tomando como base las emisiones correspondientes al año 1990,son: CO2; N2O; CH4; HFCs (Hidro fluor carbones); PHCs (Per fluor carbones); SF6 ( Hexa fluor sulfúrico).Los plazos y el nivel promedio de emisión a reducir son los siguientes: 5 % por debajo del nivel de 1990, en el período 2008 a 2012; comenzando a analizarse el grado de avance en innovaciones, a partir del año 2005.La entrada en vigencia del Protocolo de Kioto, podría generar , grandes ganancias para aquellos países que desarrollen tecnologías ecológicas y para los que emiten menos gases con efecto invernadero de lo permitido.Este concepto, para algunos analistas, podría originar el surgimiento de un mercado mundial de dióxido de carbono – CO2.Michael Grubb, profesor de Ciencia y Tecnología ambiental del “Imperial College” de Londres, ha opinado de las implicaciones económicas: “Para algunos países, definitivamente, habrá ventajas económicas, si estos logran reducir los niveles de emisión de gas de efecto invernadero, por debajo de lo estipulado en el protocolo, la diferencia se podrá vender a aquellos países que no cumplen con los objetivos”.En un rápido viaje, por el camino de los procesos involucrados, desde su origen, hasta la deposición de los contaminantes enmarcados en el Protocolo de Kioto, podremos visualizar conceptualmente un balance global , donde las principales ENTRADAS – SALIDAS, están referidas a los químicos denunciados como responsables del “efecto invernadero” en el Protocolo de Kioto.Producción de NaOH : Se obtiene a partir de un proceso de electrólisis Cloro – Álcali, con utilización de energía eléctrica, obtenible de fuente hidráulica.- No emite CO2.Ello significa que sólo nos resulta un valor neto de emisión de CO2, por procesos de reducción química, para la producción de electrodos anódicos de grafito y catódicos de hierro.Corriente de Gas Natural a tratar: Contiene CO2, que el proceso de la Soda cáustica captura desde el estado de Gas, convierténdolo en una sal en solución.-Baja el CO2 con destino atmoférico.Solución Secuestrante: Una vez gastada la solución de hidróxido de sodio secuestrante, se ha convertido en bicarbonato y/o carbonato de sodio, que son las sales de la solución diluida que se deposita en el ambiente.-Contiene el CO2 bajado.Balance de CO2 al medio ambiente atmosférico: CO2 extraido del Gas contaminado – (menos) CO2 enviado a la atmósfera en la fabricación de electrodos.-Pensamos en un valor altamente positivo, no hemos estudiado la generación de CO2, en la fabricación de los electrodos involucrados.6) CONSIDERACIONES ACERCA DE LA DEPOSICIÓN DE LA SOLUCION SECUESTRANTE AL MEDIO AMBIENTE:
En el transcurso de éste trabajo, hemos presentado las diferentes alternativas de contaminación, que en la práctica afectan las condiciones especificadas, para el uso del Gas Natural, y/o otras corrientes gaseosas producidas desde diferentes medios.Un caso muy común, y que por lo tanto representa un ejemplo de mucho valor para su consideración, es el referido a la contaminación gaseosa por SH2 y CO2, en presencia simultánea.En este proceso, ambos contaminantes son disueltos en la solución secuestrante, cuyo caudal de recirculación esta relacionado a los productos de solubilidad de cada contaminante , y a las condiciones operativas de la corriente a tratar.En solución estos contaminantes forman una solución Buffer, de la que hemos tratado, pero, con la particularidad, de ser equivalente a una solución obtenida en el Proceso de fabricación de Celulosa – Kraft. La solución empleada en Las Fábricas de Celulosa, se la conoce con la denominación de “ Licor Verde”, por la coloración que adquiere la solución por la presencia de las sales de S= y de CO3=.En este escenario, se abre la posibilidad, que el efluente obtenido del endulzado del Gas, sea comercializado a una planta de Celulosa.Para tal acuerdo, la ingeniería de Proceso, ofrece la alternativa de la concentración de la solución al valor buscado, y su posterior almacenaje en tambores de 200 litros para su transporte al lugar de consumo.Otras posibilidades en relación a la comercialización del efluente, pueden surgir, al observar el contenido de las siguientes sales en solución: SHNa > sulfhidrácido de sodio; (es producido industrialmente, o sea, dispone de mercado de consumo).SNa2 > sulfuro de sodio; (es producido industrialmente, o sea, dispone de mercado de consumo).CO3HNa > bi-carbonato de sodio; (es producido industialmente, o sea, dispone de mercado de consumo).CO3Na2 > carbonato de sodio; (es producido industrialmente, o sea, dispone de mercado de consumo.El espectro salino presentado, da lugar al estudio de oportunidades marginales, teniendo en consideración que el diseño, da respuesta a la separación de las sales mencionadas que se encuentran en solución.Para instalaciones de capacidades pequeñas, menores a 500,000 SM3D, aproximadamente, en las cuales el mercado marginal reduce su valor, y tomando en consideración la realización del estudio, para cada caso puntual, se presentan las siguientes alternativas: Deposición de la solución gastada, en condiciones de alta dilución, en “Playas de Barro”.Deposición de la solución gastada, en piletas de “evaporación natural”, diseñadas a tal efecto, de acuerdo a las condiciones climáticas del lugar.Trabajo Realizado por: La autoría de este trabajo corresponde a la Empresa “NeuGA SA”, la cual tiene acuerdo con la Empresa “SEIBO SA” para la provisión de toda la Ingeniería, elaboración de Manuales Operativos y Asistencia a la Puesta en Marcha.-
-
