GAS II “PRQ -311”
TEMA 5
U N I V E R S I D A D MA M A Y OR OR R E A L Y PO PON TI T I F I C I A D E S AN AN F RANCI SCO XAVI XAVI E R DE CHUQU CHUQU I SACA SACA FACULTAD DE TECNOLOGÍA GAS II “PRQ -311”
PROCESO DE DESACIDIFICACION DEL GAS NATURAL I NG N G . P E T R O L E O Y G A S N A T UR UR A L
INTEGRANTES: 1. 2. 3. 4.
Caballero Lopez Gueida Huanaco Calle Jhoel Fernando Huanca Huaynoca Gabriela Mamani Cusipuma Gladys
DOCENTE: Ing. Edgar Jiménez
SUCRE – BOLIVIA
GAS II “PRQ -311”
TEMA 5
PROCESO DE DESACIDIFICACION DEL GAS NATURAL 1. INTRODUCCIÓN El gas natural es una fuente de energía no renovable formada por una mezcla de gases que se encuentra frecuentemente en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con el petróleo o en depósitos de carbón. Aunque su composición varía en función del yacimiento del que se extrae, está compuesto principalmente por metano en cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95% , y suele contener otros gases como nitrógeno, dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno ( H2S), helio y mercaptanos. Es por esto que para su purificación al ser extraído, es pasado por varios métodos, como el endulzamiento o desacidificación, con la finalidad de eliminar los componentes innecesarios en lo que hemos extraído del yacimiento. La demanda del gas natural obliga a mejorar los procesos de endulzamiento, con el incremento de la producción de gas dulce y la disminución de los costos de operación. Estudios realizados en esta área se encaminan a la reducción de pérdidas de amina, mediante la manipulación de las variables operativas e implementación de dispositivos, obteniéndose excelentes resultados en el ahorro de costos sin alterar la capacidad ni la calidad de endulzamiento.
Problemas que se pueden tener por la presencia de H2S y CO2 en un gas se pueden mencionar:
- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y corrosivo. - Disminución del poder calorífico del gas. - Promoción de la formación de hidratos. - Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesario eliminar el CO2 porque de lo contrario se solidifica. - Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonilo (SCO) y disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas; estos compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar.
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- Toxicidad del H2S - Corrosión por presencia de H2S y CO2. La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en diferentes unidades. La conversión de un sistema de unidades a otro se puede hacer teniendo en cuenta lo siguiente: 1 grano = 0,064798 g ppm (V) = %(V)*104 Miligramos/m³ = (5.2)
Peso molecular del H2S = 34. Granos/100PCN = (5.1) Donde, %(V) es la concentración en porcentaje
por volumen y ppm (V) es la concentración en partes por millón por volumen.
Gas ácido:
Gas natural que contiene altas impurezas en alta concentración, tales como; ácido sulfhídrico (hidrógeno sulfurado), dióxido de carbono (anhídrido carbónico, gas carbónico) u otros componentes corrosivos y que debe ser tratado antes de su utilización RSH, SO2, también es llamado gas de cola, en algunos sitios es el residuo resultante de despojar el gas natural de los componentes ácidos, se usa para calificar la presencia de dióxido de carbono en el gas, conjuntamente con el sulfuro de hidrogeno. Los vapores que emergen de las plantas de endulzamiento, como residuos del proceso, son gases ácidos, los que llegan a la planta se denominan gases agrios. Las normas CSA, específicamente la 2.184 para tuberías, define un gas ácido como aquel que contiene más de un grano de H2S/100 pies cúbicos de gas, lo cual es igual a 16ppm (1gramo= 15.43granos).
2. PROCESO DE DESACIDIFICACIÓN DEL H2S NATURAL
Y
CO2 DEL GAS
Consiste principalmente en:
* La eliminación de compuestos ácidos (H2S) y CO2), mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción - agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce como Endulzamiento.
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* La recuperación de etano e hidrocarburos licuables, mediante procesos criogénicos (el uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido separable por destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación para evitar la formación de sólidos. * Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el proceso de endulzamiento. Realizado en la unidad recuperadora de azufre, pero esta no siempre se van a obtener solo se da cuando la cantidad de H2S es alta. * Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones también resulta conveniente separar el isobutano del n-butano para usos muy específicos. * Proceso de Endulzamiento, Donde se le remueve por algún mecanismo de contacto el H2S y el CO2 al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre de estos contaminantes, o al menos con un contenido de estos igual o por debajo de los contenidos aceptables. * Regeneración, En esta etapa la sustancia que removió los gases ácidos se somete a un proceso de separación donde se le remueve los gases ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son obviamente en primer lugar el H2S y el CO2 pero también es posible que haya otros compuestos.
* Recuperación del Azufre, Como el H2S es un gas altamente tóxico y de difícil manejo, es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. * Limpieza del gas de cola, El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre aún posee de un 3 a un 10% del H2S eliminado del gas natural y es necesario eliminarlo, dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad. La unidad de limpieza del gas de cola continua la remoción del H2S bien sea transformándolo en azufre o enviándolo a la unidad recuperadora de azufre. * Incineración, Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola sólo posee entre el 1 y 0.3% del H2S removido, aun así no es recomendable descargarlo a la atmósfera y por eso se envía a una unidad de incineración donde mediante combustión el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el H2S.
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* Procesos de amina, Un proceso muy importante en el endulzamiento de gas natural es la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas con alcanolaminas. De los solventes disponibles para remover H2S y CO2 de una corriente de gas natural, las alcanolaminas son generalmente las más aceptadas y usadas que los otros solventes existentes en el mercado. 3. PROCESOS DE ABSORCIÓN FÍSICA Depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas; 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. 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 luego su separación no es económicamente viable. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones:
o
Proceso Selexol
Usa como solvente un dimetil éter de polietilene glicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2, permitiendo la absorción preferencial del H2S. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2. Beneficios: • Selectivo para el H2S . • No hay degradación de l solvente por no haber reacciones químicas.
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• No se requiere “reclaimer”. • Pocos problemas de corrosión . • El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto
tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo. • Se estima que remueve ap roximadamente el 50% del COS y el CS2.
o
Proceso de lavado con agua Beneficios:
o
Como no hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante selectivo. La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre. El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos. En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo. El gas que sale por la parte superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de éste se re presuriza para enviarla a un separador de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya limpia se recircula a la torre.
Procesos Híbridos
Presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes. El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano (dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico (DIPA) y agua. Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua respectivamente. La composición del solvente varía dependiendo de los
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requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remoción de COS, RSR y la presión de operación. Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte superior de la contactora, y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor dominante en el fondo de la contactora. Como los solventes físicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos químicos.
o
Proceso con Mallas Moleculares
Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de deshidratación por adsorción. Las mallas moleculares son prefabricadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un rango de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con concentración de cargas; esto hace que tenga afinidad por moléculas polares como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante uniformes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas llamadas sitios activos. Las moléculas polares, tales como las de H2S y agua, que entran a los poros forman enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas. Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de agua.
Ventajas
Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S. Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.
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Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.
Desventajas
o
El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio. Proceso con Membranas
En la actualidad se están utilizando bastante las membranas permeables. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad, ya que el H20; H2S y C02 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del gas natural. El manejo de las membranas está basado en el uso de las membranas permeables para la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando las ventajas de las diferencias de afinidad / difusividad. El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. Cualquier corriente permeabilizada contendrá cantidades significativas de hidrocarburos. Otra característica de los sistemas de membrana es que son esencialmente modulares.
4. PROCESOS DE ABSORCIÓN CON REACCIÓN QUÍMICA Procesos de Conversión Directa Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre. Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucran la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja. o
Proceso Stretford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en él se usa una solución 0.4 N de Na2CO3 y NaHCO3 en agua. Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el poder calorífico del gas.
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El gas agrio entra por el fondo de la contactora y hace contacto en contracorriente con la solución del proceso. Con este proceso se pueden tener valores de concentración de H2S tan bajos como 0.25 granos/100 PC (4PPM) hasta 1.5 PPM. La solución permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede remover.
Ventajas del Proceso • Buena capacidad para remover H2S. Puede bajar su contenido a menos
de 2PPM. • Proceso Selectivo no remueve CO2. • No requiere unidad recuperadora de azufre. • El azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de
menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre.
Desventajas del Proceso • Es complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de
manejo. • El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del
proceso es un problema; está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de desecho. • Los químicos son costosos. • El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 Lpca.
o
Proceso del Hierro Esponja
Es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la presión también. Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina, es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de Fe2O3 que tiene alta afinidad por el H2S, la temperatura se debe mantener por debajo de 120 °F pues a temperaturas superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cristalización del óxido férrico.
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La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y costosa; además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas, el proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado, inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión. Generalmente, después de 10 ciclos el empaque se debe cambiar. En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas agrio.
Desventajas del Proceso
Regeneración difícil y costosa Pérdidas altas de presión Incapacidad para manejar cantidades altas de S Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada para venderlo.
4.1 Procesos de Absorción con Etanolaminas: Las aminas son compuestos orgánicos derivados del Amoniaco (NH3), y son productos de la sustitución de los hidrógenos que componen el amoniaco por sus grupos alquilo o arilos (-CH3). Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno, luego existen las aminas primarias, secundarias y terciarias.
Propiedades Físicas de Las Aminas: 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 número de átomos de carbono en la molécula, el olor se hace similar al del pescado. Las aminas aromáticas son muy tóxicas se absorben a través de la piel.
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Las aminas primarias y secundarias son compuestos polares, capaces de formar puentes de hidrógeno entre sí y con el agua, esto las hace solubles en agua. La solubilidad disminuye en las moléculas con más de 6 átomos de carbono y en las que poseen el anillo aromático. El punto de ebullición de las aminas es más alto que el de los compuestos no polares que presentan el mismo peso molecular de las aminas. El Nitrógeno es menos electronegativo que el Oxígeno, esto hace que los puentes de hidrógeno entre las aminas se den en menor grado que en los alcoholes. Esto hace que el punto de ebullición de las aminas sea más bajo que el de los alcoholes del mismo peso molecular. Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida (gas residual).
La MEA (Monoetanolamina) tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas de circulación en una planta de endulzamiento. La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. Otra desventaja es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad.
La DEA (Diglicolamina) no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre. Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos de la reacción no se pueden descomponer en la regeneración.
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La TEA (Trietanolamina) prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S; igual situación se presenta con las demás etanol-aminas. Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA, deben tener un colchón de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida.
En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos contaminantes se usa un regenerador o purificador, conocido como “reclaimer”.
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La DGA (Diglicolamina) Buena para aplicaciones a baja presión. Puede remover casi por completo el H2S y CO2. Buena para remoción de azufre orgánico incluyendo mercaptanos, similar a la MEA pero absorbe compuestos aromáticos, mantiene una alta solubilidad de hidrocarburos que hace que el sistema tienda a espumar y por ende a una adición continua de antiespumante. Estructura molecular (DGA)
La DIPA (Di- isopropanolamina) es una amina secundaria. Este solvente ha sido ampliamente aceptado en Europa para el tratamiento de gases y líquidos de refinerías limpiándolos de H2S y CO2. Las soluciones de la DIPA, tiene una alta tasa de capacidad para transportar gases ácidos con una alta tasa molar. Estructura Química de la DIPA:
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La MDEA (Metildietanolamina), es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C02), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Más capacidad para remoción de gas ácido. • Alta selectividad hacia el H2S •
Concentraciones altas, no presenta tanta corrosión
4.2 Características Generales del Proceso Consta de dos etapas:
Absorción de gases ácidos: En ella se lleva a cabo la retención del ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solución acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presión. Regeneración de la solución absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva a cabo la desorción de los compuestos ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la solución en el mismo proceso. El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción, bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanolaminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).
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o
Absorción de los gases ácidos
Cuenta con los siguientes equipos:
Torre Absorbedora de gases ácidos Separador de gas combustible
A esta sección se le alimenta dos corrientes, una de gas amargo proveniente de los módulos de compresión y otra de solución acuosa de Dietanolamina, el gas amargo es alimentado por el fondo de la torre absorbedora a una presión de 84.1 Kg/cm2 y 35°c, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución de Dietanolamina regenerada (DEA POBRE), misma que es alimentada por el primer plato de la torre. Antes de entrar a la torre absorbedora la DEA POBRE pasa por un enfriador tipo solo aire donde se abate la temperatura hasta unos 40°c aproximadamente. La torre absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA POBRE se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole
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casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora, el gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es enviado a la red de gas combustible, la DEA recuperada sale del separador de gas combustible y se une a la corriente de DEA proveniente del fondo de la torre absorbedora (DEA RICA), que se envía de nivel a la sección de regeneración de la Dietanolamina.
Procesos de absorción Se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato.
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El punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reacción para liberar los gases ácidos (bajas presiones y altas temperaturas).
Procesos con carbonato También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 – 35% por peso y a temperaturas de unos 230 °F. En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS, pero prefiere hacerlo con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va quitando capacidad de absorción, la mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el tamaño de la contactora y el regenerador; estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) o ácido bórico.
4.3. Balance de Materia en el Absorbedor
corriente
flujo
composición
Gas Acido
G1
y1
Gas dulce
G2
y2
L2
x2
L1
x1
Amina pobre Amina rica
Como se puede observar solo tenemos 4 corrientes 2 de entrada y 2 de salida donde se puede analizar un balance global y los balances individuales
4.3.1. Balance Global: Generalmente el caudal de gas acido a absorberse es un dato en la que la única variable a manipular es el del absorbente (L2) donde L1 llegaría a ser el producto de fondo (amina rica) y L1 el producto deseado (gas dulce).
+ = +
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4.3.2. Balance Individual: en este balance tenemos nuevas variables que son las composiciones o concentraciones del compuesto
∗ + ∗ = ∗ + ∗ Donde x1, x2, y1, y2 son las composiciones
4.4. Diseño Preliminar del Absorbedor y del Regenerador. Objetivo del diseño
Conseguir el máximo de transferencia de componentes con el mínimo consumo de energía y de tamaño de columna, es decir, con el mínimo coste. Diseñar una columna de absorción para la separación necesaria
Parámetros de diseño
El diámetro de la columna
Los caudales de las dos fases
El tipo de relleno.
Datos de diseño que son conocidos normalmente:
Condiciones de operación de la columna: P y T Composición de las corrientes de entrada Composición del gas a la salida (fin perseguido) Circulación en contracorriente
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Diseño de número de platos
5. VENTAJAS Y DESVENTAJAS 5.1 PROCESOS DE ABSORCIÓN FÍSICA
Proceso Selectivo
Ventajas: o
o
Es la selectividad dado que un sulfuro de hidrógeno es mucho mas soluble que el dióxido de carbono. Puede ser eliminado selectivamente de un gas que contenga CO2 H2S.
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Habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados tales como hidrocarburos de alto peso molecular, también Ácido Cianhídrico (HCN), compuestos orgánicos sulfurados, sin la formación de productos no deseados que pueden causar graves problemas operacionales a procesos de endulzamiento del gas natural.
o
o
No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas
o
Pocos problemas de corrosión El calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos.
o
El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.
o
Desventaja: La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de azufre. Incrementa la solubilidad de los HC de alto peso molecular, como por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C3+) y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los HC, disminuyendo la efectividad del proceso de endulzamiento del GN.
o
o
Lavado con Agua
Ventajas: o
Como no hay reacción los problemas de corrosión son mínimas
El agua es regenerado haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido.
o
o
No requiere aplicación de calor o mínima.
o
Proceso selectivo.
Desventajas:
Requiere una unidad recuperadora de Azufre.
Proceso efectivo a altas presiones.
Relaciones altas entre H2S/CO2
Se recomienda combinar este proceso con el de aminas
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Proceso con Mallas Moleculares
Ventajas: o
Económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2S.
o
Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2.
o
Con agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente.
Desventajas: o
o
El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los gases de combustión del proceso de incineración Se puede formar COS en la malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas agrio.
5.2 PROCESOS DE ABSORCION CON REACCIÓN QUÍMICA
Procesos de absorción con solventes químicos
Ventajas: o
o
o
Presenta alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO2. La destrucción del soluto absorbido al formar un compuesto reduce la presión parcial en el equilibrio del soluto y, en consecuencia, aumenta la diferencia de concentración entre el gas y la interface; aumenta también la rapidez de absorción. El coeficiente de transferencia de masa de la fase líquida aumenta en magnitud, lo cual también contribuye a incrementar la rapidez de absorción.
Desventajas: o
Se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometria de la reacción.
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5.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PROCESOS DE ABSOCION CON SOLVENTES MIXTOS Trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos.
Ventajas: o o
Pueden remover todo los gases ácidos, incluso el (COS), (CS2) y (RSH). Solubilidad de hidrocarburo de alto peso molecular, no presenta un problema para la eficiencia del proceso y se mantiene en límites razonables.
Desventajas: o
La generación del solvente se logra por separación de etapas múltiples y fraccionamiento.
6. EJERCICIOS: Cálculo del diámetro del Absorbedor Continuando con el diseño del absorbedor mediante métodos aproximados, se procederá a estimar el diámetro de la sección de la columna de absorción de relleno, utilizando la representación gráfica de la correlación gráfica de Eckert. Los criterios utilizados en el diseño son: Velocidad de inundación Pérdida de carga o presión in H20/ft. Relleno
Grafica de Eckert
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A partir del grafico se calcula el valor en el eje de las abscisas y posteriormente se define una pérdida de carga o de presión para finalmente leer el eje de las ordenadas. Eje de las abscisas: Ec1
∗ ()0.5 = = donde L: es el caudal total de disolvente en kmol/h. G: es el caudal total de gas en kmol/h.
: es la densidad del gas en lb/ft3 es la densidad del líquido en lb/ft3 Para un el valor x(abscisa) tenemos una perdida de carga(PC) en in H2O/ft relleno y de grafico obtenemos el eje de las ordenada (y) por tanto obtenemos la siguiente ecuación Ec2
∗ ∗ ∗ 0. = ∗ ∗ Donde G: es el caudal de gas en lb/(s*ft^2) F : es el factor de relleno.
μ:es la viscosidad del líquido en cp. Ψ: relación de densidades=ρagua/ρliquido ρG: es la densidad del gas en lb/ft^3 ρL: es la densidad del líquido en lb/ft^3
gc: es el un factor de conversión que vale
32.2 ∗ ∗
Sustituyendo (F, μ, Ψ, ρ, ρG, ρL, gc) en la Ec2y calculamos G en lb/(s*ft^2) Con G grafico obtenemos el área viene dado por siguiente ecuación (Ec3)
GAS II “PRQ -311”
TEMA 5
ℎ [=] = [=] ∗ ℎ Con el área ya se puede obtener el diámetro (D)
= 4 ∗ Método de diseño más rigoroso Para el diseño de la columna de absorción ya aplicada en industrias se la realiza en programas de simulación
CONCLUSIÓN El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H2S y el CO2 del gas natural. Como se sabe el H2S y el CO2 son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que eliminarlos para llevar el contenido de estos gases ácidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas. El H2S y el CO2 se conocen como gases ácidos, porque en presencia de agua forman ácidos, y un gas natural que posea estos contaminantes se conoce como gas agrio.