Instructor:

 Dr.  Istadi  (http://tekim.undip.ac.id/staf/istadi    )  

Email:  istadi@undip.ac.id  
 Course  Syllabus:  (Part  1)  
1. Definitions  of  Natural  Gas,  Gas  Reservoir,  Gas  Drilling  
and  Gas  production  (Pengertian  gas  alam,  gas  reservoir,    
gas  drilling,  dan  produksi  gas)  
2. Overview  of  Gas  Plant  Processing  (Overview  Sistem  
Pemrosesan  Gas)  and  Gas  Field  Operations  and  Inlet  
Receiving  (Operasi  Lapangan  Gas  dan  Penerimaan  Inlet)  
3. Gas  Treating:  Chemical  Treatments  (Pengolahan  
Gas:  secara  kimia)  and  Sour  Gas  Treating  
(Pengolahan  Gas  Asam)  
4. Gas  Treating:  Physical  Treatments  (Pengolahan  Gas:  
secara  fisika)  
5. Gas  Dehydration  (Dehidrasi  Gas)  
6. Gas  Dehydration  (Dehidrasi  Gas)  
7. Hydrocarbons  Recovery  (Pengambilan  Hidrokarbon)  
 DEFINISI  
! Acid  gas:  gas  alam  yang  mengandung  H2S,  dan  CO2  
! Sour  gas:  gas  alam  yang  mengandung  H2S  dan  senyawa  sulfur  lainnya  
(COS,  CS2,  dan  mercaptan)  
! Sweet  gas:  gas  alam  yang  mengandung  CO2  
! Gas  treating:    reduction  of  the  “acid  gases”  to  sufficiently  low  levels  
to  meet  contractual  specifications  or  permit  additional  processing  
in  the  plant  without  corrosion  and  plugging  problems.  
! Questions:    
! Why  are  the  acid  gases  a  problem?  
! What  are  the  acid  gas  concentrations  in  natural  gas?  
! How  much  purification  is  needed?  
! What  is  done  with  the  acid  gases  after  separation  from  the  natural  
gas?  
! What  processes  are  available  for  acid  gas  removal?  
Natural  Gas  Pipeline  Specifica>on  
 Acid  Gas  Defini>ons  
! Hydrogen  Sulfida  (H2S):    
! Hydrogen  sulfide  is  highly  toxic,  and  in  the  presence  of  water  
it  forms  a  weak  corrosive  acid.  
! threshold  limit  value  (TLV):  10  ppmv    
! When  H2S  concentrations  are  well  above  the  ppmv  level,  
other  sulfur  species  can  be  present:  carbon  disulfide  (CS2),  
mercaptans  (RSH),  and  sulfides  (RSR),  in  addition  to  
elemental  sulfur.  
! If  CO2  is  present,  the  gas  may  contain  trace  amounts  of  
carbonyl  sulfide  (COS).  
! ASTM  D4084  Standard  test  method  for  analysis  of  hydrogen  
sulfide  in  gaseous  fuels  
H2S…  
! At  0.13  ppm,  H2S  can  be  sensed  by  smell.    
! At  4.6  ppm,  the  smell  is  quite  noticeable.    
! As  the  concentration  increases  beyond  200  ppm,  the  
sense  of  smell  fatigues,  and  the  gas  can  no  longer  be  
detected  by  odor.    
! At  500  ppm,  breathing  problems  are  observed  and  
death  can  be  expected  in  minutes.    
! At  1000  ppm,  death  occurs  immediately.  
Acid  Gas  Defini>ons  
! Carbon  dioxida  (CO2):  
! Carbon  dioxide  is  nonflammable  and,  consequently,  large  
quantities  are  undesirable  in  a  fuel.  
! it  forms  a  weak,  corrosive  acid  in  the  presence  of  water.  
! If  the  partial  pressure  of  CO2  exceeds  15  psia,  inhibitors  
usually  can  only  be  used  to  prevent  corrosion.  
! The  partial  pressure  of  CO2  depends  on  the  mole  fraction  of  
CO2  in  the  gas  and  the  natural  gas  pressure.    
! Corrosion  rates  will  also  depend  on  temperature.    
! Threshold  Limit  Value  (TLV):  of  a  chemical  substance  is  
a  level  to  which  it  is  believed  a  worker  can  be  exposed  day  
after  day  for  a  working  lifetime  without  adverse  health  
effects.  
 Gas  Purifica>on  Level  
! The  inlet  conditions  at  a  gas  processing  plant  are  
generally  temperatures  near  ambient    and  pressures  
in  the  range  of  300  to  1,000  psi  (20  to  70  bar),  so  
the  partial  pressures  of  the  entering  acid  gases  
can  be  quite  high  
! If  the  gas  is  to  be  purified  to  a  level  suitable  for  
transportation  in  a  pipeline  and  used  as  a  residential  
or  industrial  fuel,  then  the  H2S  concentration  
must  be  reduced  to  0.25  g/100  SCF  (6  mg/m3)  
! the  CO2  concentration  must  be  reduced  to  a  
maximum  of  3  to  4  mol%  
! However,  if  the  gas  is  to  be  processed  for  NGL  
recovery  or  nitrogen  rejection  in  a  cryogenic  
turboexpander  process,  CO2  may  have  to  be  
removed  to  prevent  formation  of  solids.    
! If  the  gas  is  being  fed  to  an  LNG  liquefaction  
facility,  then  the  maximum  CO2  level  is  about  50  
ppmv  
 Acid  Gas  Disposal  
! What  becomes  of  the  CO2  and  H2S  after  their  
separation  from  the  natural  gas?  !  The  answer  
depends  to  a  large  extent  on  the  quantity  of  the  acid  
gases.  !  Warning:  CO2  is  the  most  greenhouse  gas  
contributor  
! For  CO2,  if  the  quantities  are  large  !    sometimes  
used  as  an  injection  fluid  in  EOR  (enhanced  oil  
recovery)  projects.  
 In  the  case  of  H2S,  four  disposal  
op>ons  are  available:  
! Incineration  and  venting,  if  environmental  
regulations  regarding  sulfur  dioxide  emissions  can  be  
satisfied  
! Reaction  with  H2S  scavengers,  such  as  iron  sponge  
! Conversion  to  elemental  sulfur  by  use  of  the  Claus  
or  similar  process  (2  H2S  +  O2  →  S2  +  2  H2O)  
! Disposal  by  injection  into  a  suitable  
underground  formation,  !  if  concentration  is  too  
high  
Acid  Gas  Removal  Processes  
Natural  Gas  Sweetening  Processes  
! 1.  Batch  solid  bed  adsorption:  For  complete  removal  of  H2S  at  
low  concentrations,  the  following  materials  can  be  used:  iron  
sponge,  molecular  sieve,  and  zinc  oxide.  
! 2.  Reactive  solvents:  MEA  (monoethanol  amine),  DEA  
(diethanol  amine),  DGA  (diglycol  amine),  DIPA  (di-­‐isopropanol  
amine),  hot  potassium  carbonate,  and  mixed  solvents.  These  
solutions  are  used  to  remove  large  amounts  of  H2S  and  CO2  
and  the  solvents  are  regenerated.  
! 3.  Physical  solvents:  Selexol,  Recitisol,  Purisol,  and  Fluor  
solvent.  They  are  mostly  used  to  remove  CO2  and  are  
regenerated.  
! 4.  Direct  oxidation  to  sulfur.  Stretford,  Sulferox  LOCAT,  and  
Claus.  These  processes  eliminate  H2S  emissions.    
! 5.  Membranes.  This  is  used  for  very  high  CO2  concentrations.  
AVIR,  Air  Products,  Cynara  (Dow),  DuPont,  Grace,  
International  Permeation,  and  Monsanto  are  some  of  these  
processes  
 Process  Selec>on?  Please  consider:  
! The  type  and  concentration  of  impurities  and  hydrocarbon  
composition  of  the  sour  gas.  
! The  temperature  and  pressure  at  which  the  sour  gas  is  available.  
! The  specifications  of  the  outlet  gas  (low  outlet  specifications  favor  the  
amines).  
! The  volume  or  flow  rate  of  gas  to  be  processed.  
! The  specifications  for  the  residue  gas,  the  acid  gas,  and  liquid  products.  
! The  selectivity  required  for  the  acid  gas  removal.  
! Feasibility  of  sulfur  recovery  
! The  capital,  operating,  and  royalty  costs  for  the  process.  
! Acid  gas  selectivity  required  
! Presence  of  heavy  aromatic  in  the  gas  
! Well  location  
!  Relative  economics  
! The  environmental  constraints,  including  air  pollution  regulations  
and  disposal  of  byproducts  considered  hazardous  chemicals.  
 PURIFICATION  PROCESS  
! Four  scenarios  are  possible  for  acid  gas  removal  
from  natural  gas:  
! CO2  removal  from  a  gas  that  contains  no  H2S  
! H2S  removal  from  a  gas  that  contains  no  CO2  
! Simultaneous  removal  of  both  CO2  and  H2S  
! Selective  removal  of  H2S  from  a  gas  that  contains  
both  CO2  and  H2S  
 Process  selec>on  chart  for    
CO2  removal  with  no  H2S  present  
 Process  selec>on  chart  for    
H2S  removal  with  no  CO2  present  
 Process  selec>on  chart  for  
simultaneous  H2S  and  CO2  removal  
 Process  selec>on  chart  for    
selec8ve  H2S  removal  with  CO2  present  
CO2  and  H2S  Removal  Processes  for  
Gas  Streams  
SOLVENT  ABSORPTION  
PROCESSES  
! In  solvent  absorption,  the  two  major  cost  factors  
are:  
! the  solvent  circulation  rate,  which  affects  both  
equipment  size  and  operating  costs,    
! and  the  energy  requirement  for  regenerating  the  
solvent  
Comparison  of  Chemical  and  
Physical  Solvents  
 Amine  Structure  
! Primary  amine  

! Secondary  amine  

! Tertiary  amine  
amines…  
! The  amines  are  used  in  water  solutions  in  
concentrations  ranging  from  approximately  10  to  65  
wt%  amines  
! All  commonly  used  amines  are  alkanolamines,  
which  are  amines  with  OH  groups  attached  to  the  
hydrocarbon  groups  to  reduce  their  volatility  
Molecular  structures  of  commonly  used  amines  
 Amines  remove  H2S  and  CO2  in  a  two  
step  process  
! The  gas  dissolves  in  the  liquid  (physical  
absorption).  
! The  dissolved  gas,  which  is  a  weak  acid,  reacts  with  
the  weakly  basic  amines.  
! Absorption  from  the  gas  phase  is  governed  by  the  
partial  pressure  of  the  H2S  and  CO2  in  the  gas,  
whereas  the  reactions  in  the  liquid  phase  are  
controlled  by  the  reactivity  of  the  dissolved  
species  
 Basic  Amine  Chemistry  
! Amines  are  bases,  and  the  important  reaction  in  gas  
processing  is  the  ability  of  the  amine  to  form  salts  
with  the  weak  acids  formed  by  H2S  and  CO2  in  an  
aqueous  solution  
! The  reaction  between  the  amine  and  both  H2S  and  
CO2  is  highly  exothermic  
! Direct  proton  transfer:  
! R1R2R3N  +  H2S  ↔  R1R2R3NH+HS−    
! The  reaction  between  the  amine  and  the  CO2  is  more  
complex  because  CO2  reacts  via  two  different  
mechanisms.    
! When  dissolved  in  water,  CO2  hydrolyzes  to  form  
carbonic  acid,  which,  in  turn,  slowly  dissociates  to  
bicarbonate.  
!  The  bicarbonate  then  undertakes  an  acid−base  
reaction  with  the  amine  to  yield  the  overall  reaction  
! A  second  CO2  reaction  mechanism,  requires  the  presence  of  a  
labile  (reactive)  hydrogen  in  the  molecular  structure  of  the  amine.  

! The  CO2  reacts  with  one  primary  or  secondary  amine  molecule  to  
form  the  carbamate  intermediate,  which  in  turn  reacts  with  a  second  
amine  molecule  to  form  the  amine  salt  
! The  rate  of  CO2  reaction  via  carbamate  formation  is  much  faster  
than  the  CO2  hydrolysis  reaction,  but  slower  than  the  H2S  acid
−base  reaction.  
! These  reactions  are  reversible  and  are  forward  in  the  absorber  (at  low  
temperature)  and  backward  in  the  stripper  (at  high  temperature).  
 Monoethanolamine  
! Monoethanolamine  (MEA)  is  the  most  basic  of  the  
amines  used  in  acid  treating  and  thus  the  most  
reactive  for  acid  gas  removal.    
! It  has  the  advantage  of  a  high  solution  capacity  at  
moderate  concentrations,  and  it  is  generally  used  
for  gas  streams  with  moderate  levels  of  CO2  and  H2S  
when  complete  removal  of  both  impurities  is  
required.  
! A  slow  production  of  “heat  stable  salts”  form  in  all  
alkanol  amine  solutions,  primarily  from  reaction  with  
CO2.    
! Oxygen  enhances  the  formation  of  the  salts.  
 MEA  Reac>ons  
! 2(RNH2)  +    H2S    ↔  (RNH3)2S  
! (RNH3)2S    +    H2S    ↔    2(RNH3)HS  
! 2(RNH2)    +    CO2    ↔  RNHCOONH3R  
 Some  Representa>ve  Opera>ng  
Parameters  for  Amine  Systems  

! The  MEA  process  is  usually  using  a  solution  of  15–20%  MEA  (wt%)  
in  water.    
! Loading  is  about  0.3–0.4  mol  of  acid  removed  per  mole  of  MEA.    
! The  circulation  rate  is  between  2  and  3  mol  of  MEA  per  mole  of  
H2S    
! However,  commercial  plants  use  a  ratio  of  3  to  avoid  excessive  
corrosion.  
 Monoethanolamine  Disadvantages  
! A  relatively  high  vapor  pressure  that  results  in  high  
vaporization  losses  
! The  formation  of  irreversible  reaction  products  with  COS  
and  CS2  
! A  high  heat  of  reaction  with  the  acid  gases  that  results  in  high  
energy  requirements  for  regeneration  
! The  inability  to  selectively  remove  H2S  in  the  presence  of  
CO2  
! Higher  corrosion  rates  than  most  other  amines  if  the  MEA  
concentration  exceeds  20%  at  high  levels  of  acid  gas  loading  
(Kohl  and  Nielsen,  1997)  
! The  formation  of  corrosive  thiosulfates  when  reacted  with  
oxygen  (McCartney,  2005)  
 Opera>ng  Features  
! MEA  forms  foam  easily  due  to  the  presence  of  contaminants  in  the  liquid  
phases;  this  foam  results  in  carryover  from  the  absorber.  These  
contaminants  could  be  condensed  hydrocarbons,  degradation  products,  
iron  sulfide,  as  well  as  corrosion  products  and  excess  inhibitors.    
! Solids  can  be  removed  by  using  a  filter;  hydrocarbons  could  be  flashed;  
degradation  products  are  removed  using  a  reclaimer.    
! The  number  of  trays  used  in  absorbers  in  commercial  units  is  between  
20  and  25  trays.  However,  the  theoretical  number  of  trays  calculated  
from  published  equilibrium  data  is  about  three  to  four.    
! If  we  assume  an  efficiency  of  35%  for  each  tray,  then  the  actual  number  of  
trays  is  12.  It  has  been  reported  that  the  first  10  trays  pick  up  all  of  the  H2S  
and  at  least  another  10  trays  are  of  not  much  value.  Thus,  it  is  suggested  
to  use  15  trays.    
! It  is  recommended  that  MEA  be  used  if  the  feed  does  not  contain  COS  
or  CS2,  which  form  stable  products  and  deplete  the  amine.  If  the  feed  has  
these  compounds,  a  reclaimer  must  be  used,  where  a  strong  base  like  
NaOH  is  used  to  regenerate  and  liberate  the  amine.  This  base  has  to  be  
neutralized  later.  
 Diglycolamine  
! Compared  with  MEA,  low  vapor  pressure  allows  
Diglycolamine  [  2-­‐(2-­‐aminoethoxy)  ethanol]  (DGA)  to  be  
used  in  relatively  high  concentrations  (50  to  70%),    
! Which  results  in  lower  circulation  rates.    
! It  is  reclaimed  onsite  to  remove  heat  stable  salts  and  
reaction  products  with  COS  and  CS2.  
 Diethanolamine  
! Diethanolamine  (DEA),  a  secondary  amine,  is  less  
basic  and  reactive  than  MEA.  
! Compared  with  MEA,  it  has  a  lower  vapor  pressure  
and  thus,  lower  evaporation  losses;    
! it  can  operate  at  higher  acid  gas  loadings,  typically  
0.35  to  0.8  mole  acid  gas/mole  of  amine  (DEA)  
versus  0.3  to  0.4  mole  acid-­‐gas/mole  (MEA);    
! and  it  also  has  a  lower  energy  requirement  for  
reactivation.    
! Concentration  ranges  for  DEA  are  30  to  50  wt%  and  
are  primarily  limited  by  corrosion.  
 DEA  Reac>ons  
! 2R2NH  +    H2S    ↔  (R2NH2)2S  
! (R2NH2)2S    +    H2S    ↔    2R2NH2SH  
! 2R2NH    +    CO2    ↔  R2NCOONH2R2  
 
! DEA  forms  regenerable  compounds  with  COS  and  
CS2  and,  thus,  can  be  used  for  their  partial  removal  
without  significant  solution  loss.    
! DEA  has  the  disadvantage  of  undergoing  irreversible  
side  reactions  with  CO2  and  forming  corrosive  
degradation  products;  thus,  it  may  not  be  the  best  
choice  for  high  CO2  gases.    
! Removal  of  these  degradation  products  along  with  the  
heat  stable  salts  must  be  done  by  use  of  either  
vacuum  distillation  or  ion  exchange.  
 Methyldiethanolamine  (MDEA)  
! Methyldiethanolamine  (MDEA),  a  tertiary  amine,  
selectively  removes  H2S  to  pipeline  specifications  while  
“slipping”  some  of  the  CO2.    
! MDEA  has  a  low  vapor  pressure  and  thus,  can  be  used  at  
concentrations  up  to  60  wt%  without  appreciable  
vaporization  losses.    
! Even  with  its  relatively  slow  kinetics  with  CO2,  MDEA  is  
used  for  bulk  removal  of  CO2  from  high-­‐concentration  gases  
because  energy  requirements  for  regeneration  are  lower  
than  those  for  the  other  amines.    
! It  is  not  reclaimable  by  conventional  methods  
Comparison  of  Amine  Solvents  
 Principles  of  Amine  Trea>ng  Process  
! The  acid  gas  is  fed  into  a  scrubber  to  remove  entrained  water  and  
liquid  hydrocarbons.    
! The  gas  then  enters  the  bottom  of  absorption  tower  which  is  
either  a  tray  (for  high  flow  rates)  or  packed  (for  lower  flow  rate).    
! The  sweet  gas  exits  at  the  top  of  tower.  
! The  regenerated  amine  (lean  amine)  enters  at  the  top  of  this  
tower  and  the  two  streams  are  contacted  countercurrently.  In  this  
tower,  CO2  and  H2S  are  absorbed  with  the  chemical  reaction  into  
the  amine  phase.  
! The  exit  amine  solution,  loaded  with  CO2  and  H2S,  is  called  rich  
amine.  
! This  stream  is  flashed,  filtered,  and  then  fed  to  the  top  of  a  stripper  
to  recover  the  amine,  and  acid  gases  (CO2  and  H2S)  are  stripped  
and  exit  at  the  top  of  the  tower.    
! The  refluxed  water  helps  in  steam  stripping  the  rich  amine  
solution.    
! The  regenerated  amine  (lean  amine)  is  recycled  back  to  the  top  of  
the  absorption  tower.  
Process  Flow  Diagram  for  Amine  Trea>ng  
Average  Heats  of  Reac>on  of  the  
Acid  Gases  in  Amine  Solu>ons  
 Amine  Reclaiming  
! Amines  react  with  CO2  and  contaminants,  including  
oxygen,  !  to  form  organic  acids.  
! These  acids  then  react  with  the  basic  amine  to  form  heat  
stable  salts  (HSS).  As  their  name  implies,  these  salts  are  
heat  stable,  accumulate  in  the  amine  solution,  and  must  
be  removed.  
! For  MEA  and  DGA  solutions,  the  salts  are  removed  
through  the  use  of  a  reclaimer  which  utilizes  a  
semicontinuous  distillation  
! The  reclaimer  is  filled  with  lean  amine,  and  a  strong  base,  
such  as  sodium  carbonate  or  sodium  hydroxide,  is  added  
to  the  solution  to  neutralize  the  heat  stable  salts.  
 Opera>ng  Issues  
! Corrosion—Some  of  the  major  factors  that  affect  
corrosion  are:  
! Amine  concentration  (higher  concentrations  favor  
corrosion)  
! Rich  amine  acid  gas  loading  (higher  gas  loadings  in  
the  amine  favor  corrosion)  
! Oxygen  concentration  
! Heat  stable  salts  (higher  concentrations  promote  
corrosion  and  foaming)    
! the  corrosion  products  can  cause  foaming  
! Solution  Foaming—  
! Foaming  of  the  liquid  amine  solution  is  a  major  
problem  because  it  results  in:    
" poor  vapor−liquid  contact,    
" poor  solution  distribution,    
" and  solution  holdup  with  resulting  carryover  and  off  spec  gas.    
! Among  the  causes  of  foaming  are:    
" suspended  solids,    
" liquid  hydrocarbons,  
" surface  active  agents,  such  as  those  contained  in  inhibitors  
and  compressor  oils,    
" and  amine  degradation  products,  including  heat  stable  salts.    

! One  obvious  cure  is  to  remove  the  above  materials;  

the  other  is  to  add  antifoaming  agents.  
 ALKALI  SALTS  
! Hot  potassium  carbonate  (K2CO3)  is  used  to  remove  
both  CO2  and  H2S.  
! Best  for  the  CO2  partial  pressure  is  in  the  range  30–90  
psi.  
! The  process  is  very  similar  in  concept  to  the  amine  
process,  in  that  after  physical  absorption  into  the  liquid,  
the  CO2  and  H2S  react  chemically  with  the  solution  

! In  a  typical  application,  the  contactor  will  operate  at  

approximately  300  psig  (20  barg),  with  the  lean  
carbonate  solution  entering  near  225°F  (110°C)  and  
leaving  at  240°F  (115°C).  
Process  flow  diagram  for  hot  
potassium  carbonate  process  
 Batch  Processes  for  Sweetening  
! Iron  Sponge  (Fe2O3)  
! Zink  Oxide  (ZnO)  
! Molecular  Sieve  (crystalline  sodium  alumino  silicates)  
 Iron  Sponge  Process  
! This  process  is  applied  to  sour  gases  with  low  H2S  concentrations  
(300  ppm)  operating  at  low  to  moderate  pressures  (50–500  psig).    
! Carbon  dioxide  is  not  removed  by  this  treatment.    
! The  inlet  gas  is  fed  at  the  top  of  the  fixed-­‐bed  reactor  filled  with  
hydrated  iron  oxide  and  wood  chips.  
! 2Fe2O3  +  6H2S  ↔  2Fe2S3  +  6H2O  

! The  reaction  requires  an  alkalinity  pH  level  8–10  with  controlled  
injection  of  water.  
! The  bed  is  regenerated  by  controlled  oxidation  as  
! 2Fe2S3  +  3O2  ↔ 2Fe2O3  +  6S  

! Some  of  the  sulfur  produced  might  cake  in  the  bed  and  oxygen  should  
be  introduced  slowly  to  oxide  this  sulfur,  Arnold  and  Stewart  [2]:  
! S2  +  2O2  ↔  2SO2  
Iron  sponge  ….  
 Zinc  Oxide  
! Zinc  oxide  can  be  used  instead  of  iron  oxide  for  the  
removal  of  H2S,  COS,  CS2,  and  mercaptans.    
! However,  this  material  is  a  better  sorbent  and  the  exit  H2S  
concentration  can  be  as  low  as  1  ppm  at  a  temperature  
of  about  300  oC.    
! The  zinc  oxide  reacts  with  H2S  to  form  water  and  zinc  
sulfide:  
! ZnO  +  H2S  ↔  ZnS  +  H2O  
! A  major  drawback  of  zinc  oxide  is  that  it  is  not  possible  
to  regenerate  it  to  zinc  oxide  on  site,  because  active  
surface  diminishes  appreciably  by  sintering.    
! Much  of  the  mechanical  strength  of  the  solid  bed  is  lost  
due  to  fines  formation,  resulting  in  a  high-­‐pressure-­‐drop  
operation.  
 Molecular  Sieve  
! Molecular  sieves  (MSs)  are  crystalline  sodium  
alumino  silicates  (Al/Si)  and  have  very  large  surface  
areas  and  a  very  narrow  range  of  pore  sizes.    
! They  possess  highly  localized  polar  charges  on  their  
surface  that  act  as  adsorption  sites  for  polar  materials  
at  even  very  low  concentrations.    
! This  is  why  the  treated  natural  gas  could  have  very  
low  H2S  concentrations  (4  ppm).  
! In  order  for  a  molecule  to  be  adsorbed,  it  first  must  be  
passed  through  a  pore  opening  and  then  it  is  
adsorbed  on  an  active  site  inside  the  pore.    
! There  are  four  major  zones  in  a  sieve  bed  
Adsorp>on  zone  in  a  molecular  sieve  bed  
Sweetening  of  natural  gas  by  
molecular  sieves  
! If  it  is  desired  to  remove  H2S,  a  MS  of  5  A*  is  selected  
! If  it  is  also  desired  to  remove  mercaptans,  13  X*  is  
selected.    
! In  either  case,  selection  made  to  minimize  the  
catalytic  reaction:  
! H2S  +  CO2  ↔  COS  +  H2O  
! Olefins,  aromatics,  and  glycols  are  strongly  adsorbed,  
which  may  poison  the  sieves.