Grupo 5 Proceso de Endulzamiento Con Aminas

TRATAMIENTO DE ENDULZAMIENTO POR ABSORCION EN SOLUCIONES DE AMINAS

UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENE MORENO UNIDAD DE POSTGRADO FACULTAD DE TECNOLOGIA

“TRATAMIENTO

DE ENDULZAMIENTO POR ABSORCION EN SOLUCIONES DE AMINAS” Diplomado De Ingeniería Del Gas Natural

MODULO

:

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

DOCENTE

:

MSC. ING. CELESTINO ARENAS MARTINEZ

INTEGRANTES

:

MERIDA ROSADO CLAUDIA CECILIA VASQUEZ JALDIN MARCELO ROBERTO RIOJA CHUMACERO ROCIO GUTIERREZ BAUTISTA DIANA VANESSA CARDOZO AYALA ELSA ELIANA COLQUE CAYO VICTOR HUGO

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2017 Grupo N°5 Tratamiento de Endulzamiento por Absorción en Solución de Aminas

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UNIVERSIDAD AUTÓNOMA GABRIEL RENE MORENO UNIDAD DE POSTGRADO FACULTAD DE TECNOLOGIA

“TRATAMIENTO

DE ENDULZAMIENTO POR ABSORCION EN SOLUCIONES DE AMINAS” Diplomado De Ingeniería Del Gas Natural

MODULO

:

PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

DOCENTE

:

MSC. ING. CELESTINO ARENAS MARTINEZ

INTEGRANTES

:

MERIDA ROSADO CLAUDIA CECILIA VASQUEZ JALDIN MARCELO ROBERTO RIOJA CHUMACERO ROCIO GUTIERREZ BAUTISTA DIANA VANESSA CARDOZO AYALA ELSA ELIANA COLQUE CAYO VICTOR HUGO

Santa Cruz de la Sierra – Bolivia 2017 Grupo N°5 Tratamiento de Endulzamiento por Absorción en Solución de Aminas

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Diplomado de Ingeniería del gas

1. Introducción ................................ .......................................................... ................................................... .............................................. ..................... 6 2. Justificación ................................ .......................................................... ................................................... .............................................. ..................... 8 3. Objetivo General Gener al ................................................................... ............................................................................................ ............................. .... 9 4. Objetivos Específicos ........................................... .................................................................... .............................................. ..................... 9 5. Marco Teórico ....................................................................... ................................................................................................. ............................. ... 9 6. Proceso De Endulzamiento Del Gas ................................. .......................................................... ............................... ...... 10 7. Procesos De Conversión Directa Direc ta .................................................. ..................................................................... ................... 10 7.1 Proceso Stretford ................................................ ......................................................................... ........................................ ............... 11 7.2 Proceso Claus ................................................. .......................................................................... ............................................ ................... 14 Ventajas ................................................... ............................................................................. .................................................... ............................... ..... 16 Desventajas ................................................. ........................................................................... .................................................... ............................ 16 8. Proceso De Absorción De Gases Con Solventes Químicos............................. 17 9. Aminas Utilizadas En El Proceso De Endulzamiento Del Gas ......................... ......................... 18 9.1. Fórmulas químicas de las aminas más usadas........................... usada s.......................................... ............... 18 9.2. Factores que permiten la eficiencia de la separación .................................... .................................... 19 9.3. Fundamentos de los procesos de absorción/ desorción ......................... 20 9.3.1. Absorción .................................................. ........................................................................... ........................................ ............... 20 9.3.2.

Desorción ................................................. .......................................................................... ........................................ ............... 21

10. Propiedades Físicas De Las Aminas ............................................... .............................................................. ............... 22 10.1. Solubilidad ................................................... ............................................................................ ............................................ ................... 22 10.2. Punto de Ebullición ................................................... ............................................................................ ............................... ...... 22 11. Propiedades químicas de las aminas ................................................... ............................................................. .......... 23 11.1. Combustión ..................................... .............................................................. ................................................... ................................ ...... 23 11.2. Formación de sales ................................................... ............................................................................ ............................... ...... 24 Grupo N°5

Tratamiento De Endulzamiento Endulzamiento Por Absorción En Soluciones De Aminas 3

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12. Monoetanolamina (MEA) ................................................................................ 24 12.1. Características de la Monoetanolamina ................................................... 24 12.2. Obtención Química de la MEA ................................................................. 25 12.3. Usos ......................................................................................................... 25 12.4. Ventajas ................................................................................................... 26 12.5. Desventajas ............................................................................................. 26 13. Dietanolamina (DEA) ...................................................................................... 29 13.1. Obtención Química de la DEA ................................................................. 29 13.2. Características principales de la dietanolamina: ...................................... 30 13.3. Propiedades físicas de la dietanolamina .................................................. 30 13.4. Usos y aplicaciones ................................................................................. 31 13.5. Ventajas y Desventajas ............................................................................ 31 14. Trietanolamina (TEA) ..................................................................................... 32 14.1. Propiedades Físicas Y Químicas ............................................................. 33 15. Metildietanolamina (MDEA) ............................................................................ 34 15.1. Usos ......................................................................................................... 35 15.2. Ventajas ................................................................................................... 36 16. Di- Isopropanolamina ..................................................................................... 37 16.1 Ventajas DIPA con respecto a MEA:......................................................... 37 16.1. Propiedades químicas.............................................................................. 38 16.2. Propiedades Físicas................................................................................. 38 17. Procedimiento preliminar para seleccionar un proceso de endulzamiento ..... 39 17.1. Especificaciones del gas residual ............................................................ 39 17.2. Características del gas a tratar ................................................................ 40 17.3. Consideraciones del proceso ................................................................... 40

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Tratamiento De Endulzamiento Por Absorción En Soluciones De Aminas 4

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17.4. Disposición final del gas ácido ................................................................. 41 17.5. Costos ...................................................................................................... 41 ............................................................................................................................. 43 18. Equipos de una Planta de Amina ................................................................... 44 18.1. Separador de entrada .............................................................................. 44 18.2. El absorbedor o Torre contactora............................................................. 45 18.3. Tanque de Venteo o Tanque de flash ...................................................... 47 18.4. Intercambiador de Calor Amina- Amina ................................................... 48 18.5. Torre Regeneradora ................................................................................. 49 18.6. Tanque de almacenamiento ..................................................................... 50 18.7. Bomba de la Solución Pobre .................................................................... 51 18.8. Recuperador o Reconcentrador (Reboiler) .............................................. 52 18.9. Filtros ....................................................................................................... 53 18.9.1 Filtro Mecánico De Partículas ............................................................. 53 18.9.2. Filtro de carbón activado .................................................................... 55 18.10. Enfriador ................................................................................................ 56 19. Descripción De Una Planta De Endulzamiento Con Aminas .......................... 57 19.1. El proceso: MEA/DEA ............................................................................. 59 19.3. El Proceso: Mdea Activada ...................................................................... 60 20. Problemas en la operación de endulzamiento de gas natural ........................ 63 20.1. Formación de espuma ............................................................................. 63 20.2. Corrosión ................................................................................................. 64 21. Conclusiones .................................................................................................. 67 23. Anexos ........................................................................................................... 68 24. Bibliografía ..................................................................................................... 74

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1. Introducción

El proceso de endulzamiento de gas natural se refiere a la purificación del gas, eliminando especialmente el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, 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. La absorción de un líquido es una operación unitaria muy importante para la purificación del gas natural, en la cual los componentes de una mezcla gaseosa son disueltos selectivamente en un líquido. Esta operación se realiza generalmente en torres verticales que en su interior tienen platos, empaques y otros dispositivos que aumentan el contacto entre ambas fases las cuales fluyen a contracorriente (Perry, 2003).

Existen dos principales tipos de absorción que se emplean en el proceso de endulzamiento de gas natural: absorción física y absorción química, ambas son capaces de remover los gases ácidos. La absorción química emplea soluciones acuosas de alcanolaminas para remover el CO 2 de la corriente de gas. El gas natural es endulzado en una torre de absorción a una temperatura de aproximadamente 50 °C. Posteriormente, las alcanolaminas son regeneradas a temperaturas de entre 110 y 120 °C. Este proceso es muy empleado a nivel comercial aunque su costo de operación es alto debido a la cantidad de energía que se emplea para la regeneración del solvente. En el caso de la absorción física los solventes empleados son glicoles u otros solventes orgánicos en donde la interacción con el CO2 no es tan fuerte en comparación de las alcanolaminas. Consecuentemente, se requiere una menor cantidad de energía en la regeneración. Grupo N°5


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Actualmente, la tecnología más empleada es la absorción química con soluciones acuosas de alcanolaminas. Una de las ventajas es que se pueden regenerar los solventes químicos por medio de un incremento de temperatura, gracias a que las reacciones que se producen son reversibles, exceptuando aquellas que involucran compuestos térmicamente estables (G.P.A. Estudios y Servicios Petroleros, 2008).

Normalmente la información inicial que se tiene del proceso de absorción es la composición de la corriente gaseosa y el grado de recuperación requerido de los solutos. Perry y O´ Maloney en el 2003 establecieron que para diseñar una columna de absorción es muy importante determinar el mejor disolvente, las dimensiones de la columna y los elementos internos, las temperaturas de entrada de las corrientes, la cantidad que debe ser removida, los efectos térmicos y los factores mecánicos, entre otros.

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2. Justificación Para que el gas natural se puede usar de una manera más segura y confiable, es necesario dar tratamiento al gas, atendiendo a los diferentes contaminantes que posee el mismo. Uno de estos contaminantes es el azufre, que generalmente se encuentra combinado formando principalmente sulfuro de hidrógeno en pequeñas concentraciones, mismo que debe ser eliminado o retirado en su mayor parte. La operación de retirar los contaminantes del gas se denomina “endulzamiento”, siendo una operación fundamental encaminada a la reducción del contenido de compuestos ácidos del gas natural, sea este asociado o no. Las principales razones para endulzar el gas (eliminación de compuestos ácidos) son: cumplir conciertas condiciones requeridas del proceso y especificaciones comerciales, reducir la corrosión al eliminar compuestos ácidos del gas, evitar daños materiales de tuberías y equipos de proceso permitiendo mantener los niveles de producción.

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3. Objetivo General Describir de forma clara el proceso general de endulzamiento del gas natural, aplicando el tratamiento de absorción en soluciones de aminas.

4. Objetivos Específicos Definir los conceptos pertinentes al proceso de endulzamiento. Describir las propiedades físicas y químicas de las aminas y los factores que influyen en la selección para implementarla en un proceso de absorción. Detallar los distintos equipos que intervienen en el proceso de endulzamiento con aminas. Describir el proceso de endulzamiento en una planta de amina.

5. Marco Teórico Terminología Gas acido. Gas natural que contiene componentes corrosivos, tales como H 2S (Ácido sulfhídrico), mercaptanos (compuesto de azufre) y/o CO 2 (Dióxido de carbono).

Gas dulce y/o tratado. Gas natural con un contenido de compuestos corrosivos máximo, definido por el ente que regula la calidad del gas de venta.

Solución de amina. Solvente utilizado en el proceso, los tipos de amina utilizados son MEA, DEA, DGA o MDEA y/o Solventes formulados, con base de amina terciaria.

Amina rica. Corriente de amina que deja la columna absorbedora.

Amina pobre. Corriente de amina que ingresa a la columna absorbedora. Grupo N°5


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Endulzamiento. El endulzamiento del gas se hace con el fin de eliminar el H 2S y el CO2 del gas natural.

Absorción. Un proceso de separación que implica la transferencia de una sustancia de una fase gaseosa a una fase liquida a través de un límite de fase.

6. Proceso De Endulzamiento Del Gas Los procesos que existen son: 

Proceso con solvente químico



Proceso con solvente físico



Proceso con solvente hibrido o mixtos



Proceso de conversión directa



Proceso de lecho solido o seco, membranas y otros



Membranas y otros procesos de endulzamiento



Procesos criogénicos

7. Procesos De Conversión Directa Se refiere a la transformación del sulfuro de hidrógeno en azufre elemental a partir de los gases de cola, este proceso es de gran importancia, ya que permite obtener azufre, en forma natural, el cual después es utilizado para la formación de Ácido Sulfúrico y compuestos petroquímico, que son de gran utilidad práctica, y lo más importante es que se están utilizando las impurezas del gas natural, en sentido productivo. El esquema básico usa reacciones de óxido-reducción. El H2S es absorbido en una solución alcalina que contiene transportadores de oxígeno, y es convertido a azufre elemental. La solución se regenera por aire la cual también actúa como Grupo N°5


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agente de flotación para el azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el talón de Aquiles de estos procesos. La recolección y remoción del azufre es difícil, y el taponamiento de las líneas es la causa común de las paradas de planta. Entre los procesos de conversión directa podemos mencionar:  Proceso de stretfod 

Proceso de Claus

7.1 Proceso Stretford Se usa para el endulzamiento de gases naturales e industriales por remoción completa de sulfuro de hidrógeno y para la remoción parcial de compuestos orgánicos de azufre. Se logra un contenido de H2S de 1 ppmv en el gas tratado, a presiones desde la atmosférica hasta la presión de trabajo de las tuberías. Puede producirse azufre de 99% de pureza, derretido o como una pasta. El tamaño de las partículas va de 0,5 a 25 micrones, las cuales se usan en insecticidas agrícolas y en todas las salidas comerciales para el azufre elemental. El

solvente

es

una

mezcla

de

carbonato

de

sodio,

ADA

(ácido

antraquinóndisulfónico) y un activador: (metavanadato sódico). Puede remover selectivamente el H2S hasta 10 ppmv y opera mediante escalas de reducción/oxidación, como se explica seguidamente: 

Absorción del H2S en una solución alcalina.



Oxidación del H2S por el metavanadato de sodio para convertirlo en azufre.



Oxidación del vanadato por medio de ADA.



Oxidación del ADA reducida, con aire.

El proceso de Stretford trabaja con presiones que van desde una atmósfera hasta presiones elevadas y temperaturas entre 90° y 115 °F (de 32,22 a 46,11 °C). Es más recomendado para contenidos bajos H2S en el gas tratado y para la Grupo N°5


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remoción del sulfuro de hidrógeno en corrientes de gas ácido de baja presión. Se utiliza para tratar el gas de salida de un proceso Claus, después de una conversión de SO2 a H2S o del gas residual de procesos, tales como el Rectisol o Selexol. Se pueden conseguir unidades pequeñas, montadas sobre patines para el tratamiento de gas. Eso lo hace utilizable en instalaciones costa afuera. En el proceso Stredford, con licencia de British Gas Corp. para Crest, el gas se lava con una solución acuosa que contiene carbonato de sodio, vanadato sódico y ácido antraquinóndisulfónico. La solución alcanza un equilibrio con respecto al CO2. Representa una ruta económica para endulzar un gas ácido que contiene CO2, con una merma mucho menor que la asociada con los procesos basados en aminas. El gas ácido se lava en contracorriente con licor regenerado. El sulfuro de hidrógeno se disuelve en la solución alcalina y es removido a cualquier nivel deseado. El hidrosulfuro formado reacciona con el vanadio de estado pentavalente y se oxida para formar azufre elemental. El licor se regenera con inyección de aire y el vanadio reducido se restaura al estado pentavalente. El azufre es removido por flotación de espuma y la nata producida puede ser procesada de varias maneras, dependiendo del producto final deseado, la producción total de azufre y el costo de los servicios. Para tasas grandes de producción de azufre, una o más etapas de centrifugado seguidas por calentamiento son a menudo económicas. Para capacidades menores de azufre, puede usarse el filtrado simple de la nata. Las reacciones sobre las cuales está basado este proceso son esencialmente insensibles a la presión. Así se obtiene la remoción completa del H2S, tanto a unas pocas pulgadas de presión como a un nivel de 1000 lpcm (70,31 kg/cm2). Las temperaturas de operación en toda la unidad están entre la temperatura ambiente hasta 120°F (48,89°C) y resultan en un entorno operacional notablemente libre de tendencias corrosivas.

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Ventajas del proceso



Buena capacidad para remover H2S. puede bajar su contenido a menos de 2 ppm



Proceso selectivo no remueve CO2



No requiere unidad recuperadora de azufre



Bajos requisitos de equipo. No requiere suministro de calor ni expansión para evaporar

Desventajas del proceso 

Es complicado y requiere equipo que no es común en operadores de manejo



Los químicos son costosos



El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 400 lpca.



Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo de azufre es difícil

Diagrama de Flujo del Proceso Stretford

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El gas a ser tratado fluye a contracorriente de la solución absorbedora en el absorbedor y el H2S es removido por la reacción con la solución. Los empaques usados en el absorbedor son usualmente platos tipo splash diseñado de forma específica. La solución absorbedora es retenida en el fondo del absorbedor y el sulfuro de hidrogeno en la solución es convertido en azufre elemental como resultado de la reacción. Después la solución es enviada al oxidador, donde un suministro de aire es recibido para regenerar completamente la solución y para circular el azufre elemental. La espuma de la pasta es concentrado por un filtro o una centrifuga para formar una masa de azufre, la cual es relicuada con agua y calentada para recuperar el azufre fundido de alta pureza del separador de sulfuro. Por otro lado, la solución regenerada en el oxidador es enviada a la fosa de balance para luego ser bombeada hacia el absorbedor.

7.2 Proceso Claus Usado para tratar corrientes de gas que contienen altas concentraciones de H2S, es otro de los procedimientos de conversión directa. La química de las unidades involucra oxidación parcial del sulfuro de hidrógeno a dióxido de azufre, y azufre elemental. En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando la corriente gaseosa ácida en un horno de reacción. Este SO2 es la carga para la siguiente etapa, la fase de reacción catalítica. Puede haber múltiples etapas para lograr una mejor conversión del H2S. Luego de cada etapa hay condensadores para separar y condensar los vapores de azufre de la corriente principal. Pueden lograrse eficiencias de conversión de 94 a 95% con dos etapas, y hasta un 97 % con tres etapas. El gas efluente se quema o se envía a otra unidad de tratamiento, para tratar el “gas de cola”, como se le llama, antes de ser expulsado a la atmósfera.

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El proceso IFP, patentado por el Instituto Francés de Petróleo, consiste en hacer reaccionar H2S con SO2 para producir agua y azufre. La reacción total es: 2 H2S + SO2 →2 H2O + 3 S

Los gases mencionados se mezclan y luego se los contacta con un líquido catalítico en una torre de relleno. El azufre elemental se recupera en el fondo de la torre. Parte de este azufre se quema para producir el SO2 necesario para sacar el H2S. La variable más importante del proceso es la relación H2S a SO2 en la alimentación. Esto es controlado por analizadores para mantener el desempeño del sistema

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Ventajas  

Puede tratar concentraciones de H 2S entre el 10% y el 100% Puede tratar cargas procedentes de torres de tratamiento de agua ácida con altas concentraciones de amoniaco.



El proceso admite grandes variaciones en el caudal de carga, hasta la quinta parte del caudal de diseño.



En cuanto a la eficacia, se pueden conseguir conversiones del 97-98% sobre el azufre

Desventajas 

Se debe tener mucho cuidado en la relación aire-gas acido para tener una eficiente conversión.



Si no se maneja bien el contenido de agua puede provocar baja eficiencia de la conversión.



Los hidrocarburos presentes en la corriente de gas pueden provocar tipo de reacciones no deseadas dentro del proceso.

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8. Proceso De Absorción De Gases Con Solventes Químicos En este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión de operación del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción, donde se puede recuperar la amina, para ser nuevamente utilizada.

El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C0 2. Dentro de las principales desventajas 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. Uno de los solventes de mayor utilidad en la absorción de gas, a través de solventes químicos, son las aminas, que son compuestos orgánicos fundamentalmente polares, y que la mayoría de ellas pueden formar puentes de hidrógeno, por lo que tendrás puntos de ebullición mayores o otros compuestos de igual peso molecular, luego habrá que tener claramente establecido este efecto, a la hora de hacer una evaluación de la efectividad y rentabilidad del proceso.

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9. Aminas Utilizadas En El Proceso De Endulzamiento Del Gas Las alcanolaminas (aminas) son los solventes más usados para la remoción de CO2 y H2S del gas natural o del gas de refinería. Sin embargo, no retienen otros compuestos sulfurados, como los mercaptanos. Las aminas se utilizan en solución acuosa, cuya concentración está limitada por la corrosión y la capacidad de absorción en el equilibrio. Las aminas más utilizadas en la remoción de los gases ácidos de las corrientes de gas natural y de refinería son: MEA (mono etanol amina), DEA (di etanol amina), DGA (di glicol amina) y MDEA (metil di etanol amina). Estos productos reaccionan con distintos elementos presentes en la corriente de gas, por lo que se los usa selectivamente, de acuerdo a la composición del gas que se procese. La MEA es la más difundida y la que se utilizó inicialmente, debido a su mayor reactividad. En algunas refinerías, la DEA reemplazó a la MEA, por ser resistente a la degradación ocasionada por la presencia del sulfuro de carbonilo (COS) en el gas procesado. La MDEA, por último, ha tenido una generalizada aceptación debido a su resistencia a la degradación y eficiencia energética, a pesar de tener menor reactividad que la MEA y la DEA.

9.1. Fórmulas químicas de las aminas más usadas

Monoetanolamina (MEA): Dietanolamina (DEA): Diglicolamina (DGA): Metildietanolamina (MDEA):

(HO-C2H4)-NH2 (HO-C2H4)2-NH (HO-C2H4)-O-(C2H4-NH2) (OH-C2H4)2-N-CH3

Concentraciones más usadas:

MEA: 10 – 20% en peso DEA: 25 – 35% en peso DGA: 40 – 70% en peso MDEA: 30 – 50% en peso

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Las concentraciones indicadas se refieren a una solución de la amina en agua desmineralizada. El proceso de remoción de gases ácidos con aminas se basa en la propiedad que tienen éstas de reaccionar reversiblemente, de modo de captar las moléculas de CO2 y H2S del gas en alta presión y baja temperatura y revertir la reacción, liberando las moléculas capturadas, a menor presión y mayor temperatura. Las aminas se usan en solución acuosa porque el calor que se genera en la reacción que es exotérmica debe ser absorbido por el agua, para que una excesiva elevación de temperatura no interrumpa la absorción. El gas endulzado, como consecuencia de haber estado en contacto con una solución acuosa, saldrá del sistema saturado en agua. Por ello, luego de una planta de endulzamiento con aminas, generalmente se instala una unidad deshidratadora.

Concentración de la solución VS cantidad de gas ácido removido

9.2. Factores que permiten la eficiencia de la separación 

La reactividad del absorbentees la capacidad de la solución absorbente de agotar el contenido de gases ácidos de la corriente de gas. Esta propiedad permite reducir la concentración de gases ácidos hasta un nivel compatible con las especificaciones.

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


La capacidad de transporte es medida como el volumen de gas absorbido por volumen de solución absorbente. Esta propiedad está relacionada con la economía de la operación, ya que a mayor capacidad de transporte se requerirá desplazar un menor volumen de solución, con el consiguiente ahorro de energía para el calentamiento, enfriamiento y bombeo de la solución.

9.3. Fundamentos de los procesos de absorción/ desorción

9.3.1. Absorción Durante la absorción, la molécula de gas ácido (CO2/H2S) se desplaza desde el interior del gas hasta el líquido. Para ello, debe superar una serie de resistencias: 1) Resistencias en la fase vapor por interferencia de otros gases. 2) Resistencia al atravesar la interfase vapor-líquido y al penetrar en la fase

líquida. 3) Resistencia en el desplazamiento en la fase líquida por interferencia del

solvente, hasta encontrarse con una molécula de amina.

Los gases ácidos reaccionan con las aminas para dar sales orgánicas. Desaparecen como tales de la solución, y permiten a que otras moléculas ocupen su lugar. En consecuencia, por efecto de la reacción, si hay amina sin reaccionar, la tercera resistencia no cuenta. Quedan, entonces, como resistencias controlantes las dos primeras.

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La fuerza impulsora (necesaria para superar estas resistencias a una determinada altura del contactor) es la diferencia entre la concentración de los gases ácidos en el seno del gas y la concentración de saturación en esa altura. La concentración de gases ácidos que saturan a la amina depende fundamentalmente de la temperatura y la concentración de la amina en la solución. A medida que la amina se va saturando, las moléculas tardan en reaccionar y quedan disueltas en el líquido, ocupando un lugar. Así, se impide el ingreso de otras moléculas a la fase líquida. Una vez que la amina se ha saturado, cesa la transferencia de gas ácido a la solución.

9.3.2. Desorción En la desorción, la fuerza impulsora cambia de signo y el fenómeno descripto arriba se invierte. La fuerza impulsora se invierte debido a que, por efecto de la temperatura, las sales se descomponen y liberan las moléculas de gases ácidos que tienden a escapar de la fase líquida, ayudados también por la expansión de la solución a presión casi atmosférica. Por otra parte, la concentración de gases ácidos en la fase vapor disminuye, diluidos por efecto del vapor generado en el fondo de la torre despojadora (stripper).

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10. Propiedades Físicas De Las Aminas Las aminas son compuestos orgánicos derivados del amoniaco (NH3), y son producto de la sustitución de los hidrógenos que componen al amoniaco por grupos alquilo. Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno en aminas primarias, aminas 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 amoníaco.

10.1. Solubilidad Con respecto a su solubilidad, las primeras son muy solubles en agua, luego va disminuyendo con la cantidad de átomos de carbono. 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 ella. La solubilidad disminuye en las moléculas con más de 6 átomos de carbono y en las que poseen el anillo aromático.

10.2. Punto de Ebullición Las aminas primarias y secundarias pueden formar puentes intermoleculares, lo que se traduce en puntos de ebullición relativamente altos. Estas aminas, como Grupo N°5


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también las terciarias, establecen este tipo de enlaces con moléculas de agua, explicándose por este hecho la alta solubilidad que exhiben los miembros menores de esta familia. Los puentes de hidrógeno entre las aminas se dan 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. Como siempre, el punto de ebullición aumenta con la cantidad de carbonos.

11. Propiedades químicas de las aminas 11.1. Combustión Las aminas a diferencia del amoníaco arden en presencia de oxígeno por tener átomos de carbono. Poseen un leve carácter ácido en solución acuosa. Grupo N°5


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11.2. Formación de sales Las aminas al ser de carácter básico, son consideradas bases orgánicas. Por lo tanto pueden reaccionar con ácidos para formar sales.

12. Monoetanolamina (MEA) La MEA es una amina primaria, líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal, cuya fórmula química es (HOCH 2CH2NH2). La MEA es la más reactiva de las Etanolaminas, y además es la base más fuerte de todas las aminas. La MEA ha tenido un uso difundido especialmente en concentraciones bajas de gas ácido y se produce por la reacción directa del amoniaco con óxido de etileno.

12.1. Características de la Monoetanolamina Propiedades de la Monoetanolamina Fórmula molecular C2H7NO Peso molecular 61,08 [g/mol] Apariencia Líquido viscoso incoloro Densidad a 20 [°C] 1,016 [g/cm3] Punto ebullición a 1 [atm] 170 [°C] Solubilidad en agua Miscible

Tiene un peso molecular de 61,08 lb/lb-mol. Este peso molecular se considera pequeño, es por ello, que la MEA tiene la mayor capacidad de transporte para los gases ácidos. Esto significa menor tasa de circulación de la MEA para remover una determinada concentración de los gases ácidos, de un gas de alimentación. La presión de vapor de la MEA es mayor que para las otras aminas (DIPA, MDEA, DEA, entre otras) a la misma temperatura lo cual puede producir mayores pérdidas por vaporización.

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12.2. Obtención Química de la MEA

La monoetanolamina se produce a partir de la reacción de amoniaco con óxido de etileno,

ambos

productos

químicos

económicos.

Como

resultado,

la

monoetanolamina es relativamente más económica que otras etanolaminas.

12.3. Usos



La MEA, se usa preferiblemente en procesos no selectivos de remoción del CO2 y del H2S, aunque algunas impurezas, tales como: el COS, CS 2 y el oxígeno, tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomienda en esos casos. Se pueden conseguir concentraciones de H 2S muy por debajo de 4,0 ppmv.



En sistemas de gases conteniendo dióxido de carbono. Las MEA pueden ser utilizadas como absorbedor selectivo, por lo que es de gran utilidad para la eliminación de la corriente del gas natural, de componentes que se quieren eliminar, sin causar problemas operacionales a los otros componentes, que no se quieren eliminar de la corriente.



El gas edulcorante con monoetanolamina (MEA) se utiliza cuando hay presiones de contactor bajas y/o especificaciones estrictas de gases ácidos.



COS y CS2 se eliminan mediante MEA, pero las reacciones son irreversibles a menos que se utilice un recuperador. Incluso con un recuperador, la inversión completa de las reacciones puede no ser

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alcanzada. El resultado es la pérdida de solución y la acumulación de productos de degradación en el sistema. 

El porcentaje por peso de MEA en la solución se limita al 15%. Por esta razón se requiere de grandes cantidades de calor de solución en el sistema.

12.4. Ventajas



Con la MEA, se logran concentraciones muy bajas de la relación C02/H2S, y es eficiente en procesos donde la presión parcial del gas ácido en la corriente de entrada es baja.



Por medio de la MEA se pueden lograr bajas concentraciones de CO2, alrededor de 4-5% molar, pero tiene problemas con la corrosión y con la formación de espumas.



La recolección total de gas ácido se limita tradicionalmente a 0,3 - 0,35 moles de gas ácido / mol de MEA y la concentración de la solución está normalmente limitada a 10-20% en peso.

12.5. Desventajas



La utilización de la MEA no se recomienda, cuando hay presencia de impurezas tales, como C0S; CS 2 y 02. Con todos estos compuestos se forman productos de degradación, los cuales deben de ser removidos añadiendo una solución alcalina, además de instalar un sistema de recuperación.



La corrosión y la formación de espuma son los principales problemas operacionales de la MEA.



Otro problema que se presenta es que la concentración Porcentual en relación peso/peso (%P/P), tiene un valor máximo de 15%, luego requiere

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de grandes cantidades de calor de solución en el sistema, lo que conlleva a una alta demanda calorífica, en el proceso. 

El bicarbonato o carbonato puede reaccionar con el (Fe+2)(formado en la reacción de oxidación en la zona anódica), para formar Carbonato Ferroso(FeC03), considerado uno de los principales productos de la corrosión, en Plantas de Gas, con presencia de Sulfuro de Hidrógeno, Dióxido de Carbono, en cantidades que se les considera gases ácidos.



Si hay presencia de agua, en el Sistema, no habrá la menor duda que el proceso de Corrosión este o se haga presente, por la formación del Ácido Carbónico y su posterior disociación.

Sensibilidad de respuesta de una planta de MEA, al 15% p/p

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La figura presenta una fotografía de muestras de solución de amina obtenidas de diferentes lugares de la planta:



Recipiente 1: Monoetanolamina fresca



Recipiente 2: Solución de monoetanolamina extraída directamente del estanque de amina, sin agitación de sistema.



Recipientes 3 y 4: Solvente extraído luego de poner el funcionamiento las bombas y homogeneizar la solución de monoetanolamina.

En la figura se observa que en el recipiente 2 la solución de amina está transparente. Esta muestra se obtuvo después de un prologado periodo de detención de la planta. Este hecho permite concluir que después de un determinado tiempo los contaminantes presentes en la solución decantan, formándose dos capas: contaminantes en el fondo del equipo y solución de amina en la parte superior, encontrándose más limpia. Una vez que la planta se pone en funcionamiento, las bombas agitan el sistema mezclando los contaminantes con la solución de amina. Este hecho se aprecia en los recipientes 3 y 4 donde se aprecian las soluciones con un color atípico al de la solución de amina. El color amarillo de éstas indica la presencia de hierro en la solución.

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13. Dietanolamina (DEA) La DEA a temperaturas mayores al ambiente es un líquido claro, higroscópico y viscoso, con un suave olor amoniacal. La DEA es una amina secundaría cuya fórmula química es HN (CH 2CH20H)2, con un peso molecular de 105,14 Unidades de Masa Atómica (UMA).

13.1. Obtención Química de la DEA Tal, como se muestra en la figura la DEA es una amina secundaria, donde han sido reemplazados dos hidrógenos en la molécula de amoniaco.

Entre los procesos que utilizan DEA está el proceso SNPA-DEA desarrollado por la Sociedad Nacional de Petróleos de Aquitania (hoy Total) para tratar el gas muy ácido que fue descubierto en Lacq Francia en los años cincuenta. Las patentes originales cubrían una carga de gas ácido muy alta de 0,9 a 1,3 moles por mol de amina. Este proceso se utiliza para corrientes de alto contenido de gas de alta presión, que tienen una relación relativamente alta de H 2S/CO2. El proceso original ha sido progresivamente mejorado y Total a través de Prosernat ahora propone altas concentraciones de solución de DEA hasta 40% en peso con la alta carga de gas ácido junto con el control de corrosión mediante procedimientos de diseño y operación apropiados.

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13.2. Características principales de la dietanolamina: La dietanolamina posee las siguientes características: 

Es de consistencia viscosa



Es sumamente tóxico



Es un líquido inflamable



Es un producto incoloro.



Posee un olor similar al del amoníaco.



Tiene propiedades corrosivas

13.3. Propiedades físicas de la dietanolamina 1.092 15

GRAVEDAD ESPECIFICA A 20˚ C

COLOR (ESCALA Pt Co) PUNTO DE INFLAMACIÓN (COC) PUNTO DE EBULLICIÓN (150 m.m.) PUNTO DEFUSION PUREZA % PESO

150˚ C 217˚ C 28˚ C 98.5˚ C

La carga máxima alcanzable está limitada por la solubilidad de equilibrio de H 2S y CO2 en las condiciones de fondo del absorbedor. A continuación se presentan los valores de solubilidad de equilibrio para soluciones de DEA al 40% en peso a 190ºF: Presión parcial de H2S (psia)

45

145

Mol de H2S / mol de amina

0,66 0,88 0,97

Presión parcial de CO2 (psia)

45

Mol CO2 / mol de amina

0,49 0,55 0,60

90

220

145

Aunque se han informado cargas molares/molares de has ta 0,8-0,9, la mayoría de las

plantas

de

DEA

convencionales

funcionan

todavía

con

cargas

significativamente inferiores. Grupo N°5


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13.4. Usos y aplicaciones La dietanolamina puede ser utilizada para diversos usos y aplicaciones, como son: 

La DEA tiene su mayor aplicabilidad en el tratamiento de gas de refinerías, en los cuales pueden existir compuestos sulfurosos que pueden degradar la MEA y se obtiene haciendo reaccionar a la MEA con el óxido de Etileno.



Los procesos con DEA han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y 35 %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin riesgo de que la solución aumente la corrosión.

13.5. Ventajas y Desventajas Las ventajas y desventajas de la DEA en comparación con los MEA son: 

Las cargas molares / molares típicamente usadas con DEA (0,35 - 0,82 mol/mol) son mucho más altas que las normalmente utilizadas (0,3-0,4) para MEA.



Debido a que la DEA no forma una cantidad significativa de productos de degradación no regenerables, no se requiere un recuperador. Además, la DEA no puede recuperarse a la temperatura del caldero como puede hacerlo el MEA.



La DEA es una amina secundaria y es químicamente más débil que la MEA, y se requiere menos calor para separar la solución de amina.



La DEA forma un compuesto regenerable con COS y CS2 y puede ser usado para la eliminación parcial de COS y CS 2 sin pérdidas significativas de solución.



La DEA se recomienda para el tratamiento de vapores con alto contenido de sulfuro de hidrógeno. La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de la DEA con COS y CS 2 es más lenta que con la MEA y los

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productos de la reacción son distintos, lo cual causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. 

La DEA es más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son corrosivos.



La presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con COS y CS 2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente.



La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10% molar de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o más libras por pulgadas cuadradas manométricas en el sistema británico (lpcm).



La DEA se degrada en igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, lo cual hace muy difícil separarlos por destilación y no se usan sistemas de recuperación.



La DEA no tratará las especificaciones de gas de la calidad del gasoducto a una presión tan baja como el MEA.

14. Trietanolamina (TEA) A pesar de que la Trietanolamina acuosa fue la amina que comercialmente se usó por primera vez para el proceso de endulzamiento del gas, esta ha sido ampliamente desplazada por cualquiera de las restantes aminas es decir, ha sido desplazada por estas tres específicamente la metanolamina MEA, la dietanolamina

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DEA

y

la

diglicolamina

DGA.


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14.1. Propiedades Físicas Y Químicas Estado físico: Aspecto:

sólido o líquido Incoloro a amarillo pálido - Viscoso

Olor:

Leve olor a amoniaco.

Solubilidad:

Infinitamente soluble.

Peso específico:

1,13 @ 20ºC/4ºC

pH:

10,5 (15 g / l H2O)

% De Volátiles por Volumen @

0

21ºC (70ºF): Punto de ebullición:

335ºC (635ºF)

Punto de fusión:

21.6ºC (72ºF) Se enfría fácilmente.

Densidad de vapor (Aire = 1):

5,14

Presión de Vapor (mm Hg):

<0,01 @ 20ºC (68ºF)

Tasa de evaporación (BuAc = 1):

<1

Viscosidad:

601 cps a 25ºC

Temperatura de descomposición:

> 325ºC

Gravedad Específica / Densidad:

1,125

Las aminas terciarias aparentemente son menos reactivas con el H2S y CO2, como consecuencia de sus problemas tradicionales en el tratamiento del gas natural hacia los niveles especificados para tuberías. Por lo tanto, La Trietanolamina es muy poco usada comercialmente para el proceso de endulzamiento del gas natural. Este compuesto es un líquido ligeramente amarillo, higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante. La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el CO2, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta.

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La TEA es una amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H2S, ya que la reacción con el CO2, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también muy lenta. Endulzamiento con Carbonato de Potasio (K2C03) en caliente. Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de las interfaces líquido- vapor y de la reacción con la sal de carbonato. La solución de la sal de carbonato rica se retira en la base del absorbedor y es enviada a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora, en donde una concentración considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión de regeneración cercana a la presión atmosférica. En este proceso no es necesaria la utilización de intercambiadores de calor, ya que el proceso de absorción se lleva a cabo fundamentalmente en condiciones atmosféricas. Quizás una de las partes más negativas de este proceso, es que logra llevar los gases ácidos a la especificación. Aunque el proceso es económicamente aceptable, cuando se desea eliminar altas concentraciones de gases ácidos, de un gas de alimentación.

15. Metildietanolamina (MDEA) La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (CO2) por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (CO2), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presiones suficientemente altas (800-1000 lpc, bajo ciertas condiciones se puede obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN.

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La MDEA es un material ligeramente tóxico y puede provocar sensibilización de la piel. El material se debe de almacenar en lugares ventilados, frescos y secos alejados de las fuentes de calor

15.1. Usos 

La MDEA puede ser usada por su selectividad a remover H2S de las líneas de flujo para llevarlas a especificaciones en presiones moderadamente altas. Si el incremento de la concentración de CO2 en el gas residual causa problemas con las especificaciones o con el proceso aguas abajo, se requerirán tratamientos más profundos.



La relación H2S/CO2 en el gas acido puede ser de 10-15 veces tan grande como la relación H2S/CO2en el gas de entrada.



Algunos de los beneficios beneficios de la remoción selectiva de H2S incluye: Tasas de flujo de soluciones reducidas resultante de una reducción en la cantidad de gas ácidos removido, mayores concentraciones de H2Sen el gas ácidos resultando los problemas de recobro de sulfuro reducido. Debido a su baja reactividad, se requiere de alta concentración en la solución, entre 30% - 50% en peso, para la absorción del gas ácido. También, por ser una amina terciaria, el grado de reactividad con el CO2 disminuye por lo que solo la reacción con el H2S es la preponderante (la amina terciaria, al no tener ningún hidrógeno unido al nitrógeno no podrá reaccionar con el CO2 para formar carbonatos). Otra característica es su

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menor presión de vapor, lo que provoca menos pérdidas por evaporación. Los beneficios son el menor flujo de recirculación y el dimensionamiento de equipos de menor tamaño (menor número de etapas teóricas en el Absorbedor y Regenerador para aplicaciones específicas). Más aún, el calor de reacción de la MDEA es menor que el de otras aminas, por lo que se requiere de menos energía en la regeneración y de rehervidores más pequeños.

15.2. Ventajas 

Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO2 es que la la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación flash.



Otra ventaja ventaja que puede ofrecer la MDEA MDEA sobre otros procesos con amina es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable.



La MDEA incluye su bajo calor de reacción con los gases ácidos, bajos requerimientos energéticos para su regeneración y que no es fácilmente degradable para las corrientes gaseosas que contienen sulfuro de hidrogeno así como dióxido de carbono, las soluciones acuosas de la MDEA han encontrado gran aceptación en la industria para remover de manera selectiva el sulfuro de hidrogeno.

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16. Di- Isopropanolamina La (DIPA) es una amina secundaria de fórmula molecular C6H15N. Este proceso es ampliamente usado para la remoción selectiva del sulfuro de hidrógeno de gases de refinería con altas concentraciones de H2S/CO2. El proceso utiliza la di-isopropanolamina acuosa como medio absorbente de forma similar al proceso MEA convencional.

16.1 Ventajas DIPA con respecto a MEA: 

El COS no representa un problema.



Bajo consumo de vapor



No corrosivo



Se elimina preferentemente el H2S frente al CO2, aunque esta selectividaddisminuye a medida que se aumenta la presión.

Debido al consumo relativamente bajo de vapor, es posible ahorrar tanto en capital como en los costos de operación. Además, la inversión inicial también esta minimizada, ya que se emplean equipos de acero al carbono en lugar de emplear los de acero inoxidable, considerablemente más caros. Las soluciones de la DIPA, tiene una alta tasa de capacidad para transportar gases ácidos con una alta tasa molar, pero por su alto peso molecular, requiere de tasas másicas muy altas. Gradualmente se ha ido reemplazando el uso de DIPA por MDEA.

Grupo N°5


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En la figura se presenta la estructura de la DIPA

16.1. Propiedades químicas Acidez Solubilidad en agua Familia

11,07 pKa 100 g/L Amina

16.2. Propiedades Físicas Apariencia

Liquido incoloro

Olor

Amoníaco o pescado

Densidad

718 kg/m30,718 g/cm3

Masa molar

101,19 g/mol

Peso molecular

133,19

Punto de fusión

-61 °C (212 K)

Punto de ebullición

84 °C (357 K)

Temperatura crítica

249 °C (522 K)

Presión crítica Presión de vapor Viscosidad Capacidad relativa %

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30 atm 79,4 mmHg 0,40 cP 46


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17. Procedimiento preliminar para seleccionar un proceso de endulzamiento Aunque existen muchos procesos de endulzamiento, para un caso en particular dado los procesos aplicables se reducen a uno, si se analizan los siguientes aspectos: 

Especificaciones del gas residual



Composición del gas de entrada



Consideraciones del proceso



Disposición final del gas ácido



Costos

17.1. Especificaciones del gas residual Dependiendo de los contenidos de contaminantes permitidos en el gas de salida del proceso habrá procesos que no podrán llevar las concentraciones a tales niveles y por tanto serán eliminados. En algunos casos se requieren procesos selectivos porque, por ejemplo, hay veces que es necesario dejar el CO2 en el gas de salida con el fin de controlar su poder calorífico. La selectividad también es importante en casos en que la relación CO2/H2S sea alta y se requiera hacer pasar el gas ácido por una unidad recuperadora de azufre; la presencia de CO2 afecta el desempeño de la unidad. El contenido de H2S es un factor importante, quizás el más, en el gas de salida. El contenido de azufre total en el gas residual se refiere a la combinación de H2S, COS, CS2 y RSR. Lo ideal es remover todo el azufre del gas porque estos compuestos de azufre tienden a concentrarse en los líquidos obtenidos en la planta de gas, lo cual podría implicar tratamiento de estos líquidos.

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17.2. Características del gas a tratar Este factor es determinante en el diseño del proceso de endulzamiento, algunos procesos tienen desempeños muy pobres con algunos gases de entrada y deben ser eliminados en la selección. En cuanto a la composición del gas el área de mayor importancia es la cantidad relativa de hidrocarburos pesados recuperables; algunos procesos tienen tendencia a absorber hidrocarburos, y esta tendencia es mayor mientras más pesados sean los hidrocarburos, los cuales no solo crean problemas de espumas sino que también afectan el proceso de recuperación de azufre. La presión del gas de entrada también es un factor importante en la selección del proceso. Los procesos con carbonato y los de absorción física requieren presiones de al menos unas 400 lb/ft2, normalmente de 800 lb/ft2, por lo tanto estos procesos no se podrán aplicar cuando se va a trabajar a presiones bajas. La temperatura del gas también es importante porque define la temperatura del solvente; una buena recomendación es que la temperatura del solvente sea unos 15 – 20 °F por encima de la del gas de entrada; pues si el solvente está más frío que el gas de entrada habrá condensación y los siguientes problemas de formación de espumas. La cantidad de gas a tratar define el tamaño del equipo y posiblemente el número de plantas en paralelo cuando se manejan volúmenes grandes de gas.

17.3. Consideraciones del proceso La temperatura y disponibilidad del medio de calentamiento se debe evaluar antes de hacer el diseño, esto es importante en los costos de equipo y operación. La disponibilidad del medio de enfriamiento también es importante por la misma razón expuesta antes. Además la temperatura del medio de enfriamiento define la 80 temperatura de circulación del solvente. En zonas donde el agua es escasa y por lo tanto costosa para usarla como medio de enfriamiento el aire pasaría a ser el medio de enfriamiento a usar y esto hace que las temperaturas del solvente, especialmente en verano, no puedan ser menores de 135 – 140 °F, lo cual impedirá usar solventes físicos pues estos funcionan mejor a temperaturas bajas. Grupo N°5


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17.4. Disposición final del gas ácido La disposición final del gas ácido puede ser una unidad recuperadora de azufre o incineración, dependiendo del contenido de H2S en el gas amargo y las exigencias ambientales. Cuando se usa incineración no es importante el contenido de hidrocarburos pesados en el gas a tratar pero en la unidad recuperadora de azufre la presencia de hidrocarburos afecta el color del azufre recuperado tornándolo gris u opaco en lugar de amarillo brillante, lo cual afecta su calidad. Además si el gas ácido se va a pasar por una unidad recuperadora de azufre y luego por una unidad de limpieza de gas de cola, requiere más presión que si se va a incinerar.

17.5. Costos Los factores de costo que se deben tener en cuenta son: 

Costos de equipo



Costos de Potencia



Costos de solvente



Costos de combustible.

Algunos procesos son más eficientes que otros en cuanto a combustible, por ejemplo los de absorción física y los híbridos son más eficientes en este sentido que los de aminas.

Grupo N°5


Grupo N°5 Tratamiento de Endulzamiento por Absorción en Solución de Aminas

42


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18. Equipos de una Planta de Amina Los equipos que integran la planta de endulzamiento son:

18.1. Separador de entrada La principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento, y que puede causar problemas en

18. Equipos de una Planta de Amina Los equipos que integran la planta de endulzamiento son:

18.1. Separador de entrada La principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento, y que puede causar problemas en la eficiencia del proceso de endulzamiento del gas natural, a través de los solventes químicos. El flujo del gas entra por la parte media del separador, a la entrada tiene una placa deflectora donde chocan las partículas y se separa el gas del líquido donde el nivel del condensado se puede observar por un visor de nivel. El nivel del condensado está controlado por la válvula controladora de nivel. El condensado recuperado va directamente al separador para seguir con su proceso de estabilización. El flujo del gas que sale por la parte superior pasa por un extractor de niebla para evitar el paso de partículas más pequeñas que pueda arrastrar el gas y se dirige al filtro coalescedor.


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18.2. El absorbedor o Torre contactora La mayoría de las torres absorbedoras usan platos para contactar el gas agrio con la solución de amina. Sin embargo se usan también las columnas empacadas para pequeñas aplicaciones. El diseño normal son 20 platos tipo válvulas, con una almohadilla atrapa-nieblas por encima del plato superior. El espaciamiento típico entre platos es de 18 a 24 pulgadas, y la distancia entre el plato superior y demister es de 3 a 4 pies. Esta columna provoca un contacto de contracorriente del gas y el líquido de múltiples etapas. La alimentación de gas ingresa en el fondo y se dirige hacia arriba a través de las bandejas, a la vez que el líquido ingresa en la parte superior y fluye a lo largo de las bandejas en dirección al elemento que baja, el cual transfiere el líquido de bandeja a bandeja. El contacto entre el líquido y el gas se logra a medida que pasa a través del líquido que fluye a lo largo de las bandejas.

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Algunos contactores tienen un lavado de agua que consiste de dos a cinco platos por encima del plato de alimentación de la amina. Esto elimina el acarreo de amina, a la vez que añade agua a la preparación de manera conveniente, y se usa a menudo en unidades de MEA a baja presión. Una presión diferencial más alta de lo normal PDI > 5 PSI (medición continua de la presión diferencial a través de la contactora, entre el gas de entrada y el gas de salida) indica problemas de formación de espuma por lo que se debe agregar antiespumante.Verificar que la temperatura del gas de alimentación esté con 10°F por debajo de la temperatura de la solución pobre que llega al absorbedor. El mejor modo de monitorear el comportamiento del absorbedor y de detectar el espumamiento es por medio de una celda de presión diferencial conectada a la entrada y a la salida del gas.

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18.3. Tanque de Venteo o Tanque de flash Se utiliza para recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución, ya que provocan la generación de espuma en el equipo siguiente (torre regeneradora). Este equipo trabaja a bajas presiones (4 kg/cm2), esta disminución de presión hace que los hidrocarburos disueltos se vaporicen y arrastren una pequeña cantidad de CO2. El Tanque Flash de amina es un separador trifásico que permite la separación de la amina rica, gases ácidos y vapores de hidrocarburos. El flujo de la solución de amina rica en CO2 es restringida hacia el tanque flash de amina por medio de la válvula de control de nivel LCV-203, ocasionando una caída de presión aguas abajo de esta válvula hasta aproximadamente 80 psi permitiendo que los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separen por expansión de la corriente de la amina rica que pudieron ser arrastrados.

El uso de este equipo tiene los siguientes beneficios:



Se reduce la corrosión en el intercambiador de calor



Minimiza el contenido de hidrocarburos en la solución de amina rica que pueden causar la formación de espuma en la torre regeneradora.



Reduce la carga de vapores a la torre regeneradora de amina.



Se disminuye la demanda calorífica de la torre regeneradora.



·El gas que se recupera podría utilizarse como combustible.



El nivel de la amina rica es controlado por el controlador de nivel. La amina rica fluye hacia el filtro.

Grupo N°5


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18.4. Intercambiador de Calor Amina- Amina La solución de amina rica relativamente fría intercambia calor con la solución de amina pobre regenerada en el intercambiador amina rica-pobre. Este intercambio de temperatura permite optimizar la operación en la torre regeneradora y reduce el trabajo de generación de calor en el reboiler, a la vez permite enfriar la amina pobre lo que reduce la carga en el Aerocondensador de amina. La solución rica sale del intercambiador amina rica-pobre, mediante una válvula de amina rica es calentada, debe mantenerse determinado nivel de presión sobre la solución de amina rica. El factor limitante es la temperatura máxima de la amina rica, la cual no debe desprender gases ácidos antes de entrar a la torre regeneradora. Por esta razón la válvula de control de nivel es la última pieza de equipo a través de la cual pasa la amina rica antes de entrar a la torre despojadora. Por lo tanto esta válvula que controla el nivel en el Tanque flash de amina, está ubicada antes de la entrada a la torre regeneradora de amina.

Grupo N°5


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18.5. Torre Regeneradora Esta torre al igual que la torre contactora trabaja en contracorriente, El principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la solución rica. Está constituida por 18 platos de contacto gas-líquido, un condensador de productos de cabeza y un reboiler. La solución ácida ingresa por el cuarto plato en este trabajo (los platos están numerados de arriba hacia abajo), ésta entra en contacto con una corriente de vapor de agua, el cual es generado en el rehervidor de fondo vaporizando parte del agua contenida en la solución de amina rica. A medida que se aumenta la cantidad de vapor aumenta la cantidad de CO2 despojado, de allí que también se utilice “vapor de stripping” para aumentar la

eficiencia de la torre. El condensador actúa como un separador gas líquido, el vapor se condensa y se utiliza como reflujo de la torre mientras que el gas removido es incinerado.

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18.6. Tanque de almacenamiento En este tanque se almacena la amina pobre recuperada, y se reponen las pequeñas pérdidas que se pueden haber generado en el proceso. En este equipo es donde se detecta mediante seguimiento de nivel, el consumo ó pérdida de amina en el circuito ya sea por consumo normal del proceso y /o pérdida en equipos (bombas, internos de válvula controladoras). Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona en forma ineficiente. También se debe de tener en cuenta, que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, para prevenir esta situación se coloca un colchón de gas inerte en el tanque.

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18.7. Bomba de la Solución Pobre Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al absorbedor, de tal forma que el proceso pueda realizarse sin mayores problemas operacionales. 

Deben llevar la amina hasta la presión de columna



Alta capacidad: centrifuga multietapa para alta presión. centrifuga, una etapa para baja presión



Motores eléctricos o expansores.



Arreglo depende de economía



Para dos etapas, pinter=50 psig.

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18.8. Recuperador o Reconcentrador (Reboiler) Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.

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18.9. Filtros Antes que la amina vuelva al proceso se la hace circular a través de filtros para remover partículas sólidas contaminantes producto de la corrosión. Estos dispositivos deben ser reemplazados o limpiados periódicamente para evitar la saturación por suciedad. La saturación de un filtro se puede observar mediante el aumento de la caída de presión a través de éste. En la planta de amina, es necesario disponer de un sistema de filtración conformados por dos tipos de filtros:

Condiciones recomendadas Para una adecuada purificación de la amina se recomienda que se observen las siguientes condiciones de filtración: •

Corriente alterna a tratar: 10 al 20% del total de sol. de amina.

•

Tiempo de Contacto: 15 a 20 minutos.

•

Velocidad Superficial del Flujo: 2 a 4 gpm/ft2

•

Tiempos de contacto menores, ó velocidad de flujo mayores, acortan la vida del filtro de carbón, que en promedio se estima en 4 a 8 meses, dependiendo, claro, de las condiciones del gas, y por lo tanto de la suciedad de la amina.

18.9.1 Filtro Mecánico De Partículas Estos filtros se utilizan para eliminar sólidos en suspensión de la solución. En un proceso generalmente están dispuestos antes y después del filtro de carbón activado, para atrapar los sólidos (carbonilla) que pudieran desprender el carbón activado.

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Su función es remover partículas sólidas en la corriente de la amina pobre desde 1 hasta 5 micrones, esto permite disminuir la corrosión, formación de espuma, y el taponamiento. Dentro del filtro, la amina pobre es forzada a través de elementos filtrantes que atrapa la partícula sólida. A medida que los elementos filtrantes se van obstruyendo con partículas la presión diferencial entre la entrada y salida del filtro aumenta. Si la diferencial de presión es mayor a 10 psi se deben lavar los filtros o deber ser sustituidos por nuevos.

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18.9.2. Filtro de carbón activado El carbón activado es un material natural que con millones de agujeros microscópico que atrae, captura y rompe moléculas de contaminantes presentes. Los contaminantes ácidos se forman como resultado de la degradación del procesamiento de líquidos. El objetivo es mantener limpia la solución de amina pobre para evitar la formación de espuma. Si la presión diferencial entre la entrada y salida del filtro es mayor a 10 psi se debe realizar una limpieza del filtro cambiando el elemento adsorbente.

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18.10. Enfriador Al trabajar la torre de regeneración a altas temperaturas, la amina pobre saldrá caliente, por ello no se la puede introducir directamente a la torre contactora ya que disminuiría su capacidad de retención de CO2. El enfriador logra disminuir la temperatura de la amina recirculada hasta aproximadamente 10ºC por encima de la temperatura a la cual entra a la torre contactora la corriente gaseosa a tratar. Para ello se utiliza este tipo de intercambiador de calor con aire del ambiente. También existen intercambiadores de calor Carcaza-Tubo, donde el medio refrigerante es agua que circula por los tubos.

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19. Descripción De Una Planta De Endulzamiento Con Aminas El proceso a llevar a cabo en una planta con amina es el de eliminación de los gases ácidos (ácido sulfhídrico H 2S y dióxido de carbono CO 2) que contiene la corriente de hidrocarburos gaseosa. El proceso se da por medio de una absorción química en la que se empleará como disolvente una disolución de aminas, que reaccionará con el ácido sulfhídrico y dióxido de carbono, quedando estos absorbidos en dicho disolvente. La planta no solo incluye los equipos necesarios para que se produzca dicha absorción, es decir, la columna de absorción, sino que además consta de los equipos auxiliares de intercambio de calor, impulsión de fluidos y separación de corrientes necesarios. Además, esta planta consta de una zona de regeneración de aminas, donde el disolvente cargado de impurezas, denominado amina rica, es regenerado, es decir, su contenido en impurezas es reducido prácticamente a cero, permitiendo la posterior reutilización del mismo en la columna de absorción. A la amina regenerada que se recircula hacía la columna de absorción se le denomina amina pobre. Esta regeneración se lleva a cabo aumentado la temperatura de la amina rica y reduciendo su presión, lo que provoca una reversión de la reacción que tuvo antes lugar entre la amina y el gas ácido. Para ello la zona de regeneración de aminas de la planta, consta de una torre de destilación fraccionada a vacío, con sus respectivos sistemas auxiliares de intercambio de calor y de impulsión y transporte de fluidos. Es necesario señalar que entre ambas zonas, la de absorción y la de regeneración, se encuentra un separador gas-líquido que se encarga de eliminar los posibles hidrocarburos que puedan ir disueltos en la corriente de amina rica. A pesar de contar con esta zona de regeneración de aminas en la planta, será necesario aportar amina fresca cada cierto tiempo, ya que esta disolución se degrada de una forma relativamente fácil. Grupo N°5



19.1. El proceso: MEA/DEA

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19.1. El proceso: MEA/DEA


19.3. El Proceso: Mdea Activada

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19.3. El Proceso: Mdea Activada

GRUPO: 5 TRATAMIENTO DE ENDULZAMIENTO POR ABSORCION EN SOLUCIONES DE AMINAS

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20. Problemas en la operación de endulzamiento de gas natural Algunos de los problemas que pueden experimentar las plantas de endulzamiento de gas natural,son: 

Espumación



Problemas en la especificación de calidad del gas natural



Perdidas de solventes



Corrosión



Contaminación del equipo Contaminación del solvente

20. Problemas en la operación de endulzamiento de gas natural Algunos de los problemas que pueden experimentar las plantas de endulzamiento de gas natural,son: 

Espumación



Problemas en la especificación de calidad del gas natural



Perdidas de solventes



Corrosión



Contaminación del equipo Contaminación del solvente



De los problemas más importantes en la operación de endulzamiento de gasnatural es la espumación y la corrosión .

20.1. Formación de espuma El fenómeno de espumación se presenta cuando existen contaminantes comohidrocarburos, partículas solidas suspendidas, inhibidores de corrosión ó aceiteslubricantes del compresor. El problema de espumación generalmente se presentaen

las

torres

absorbedoras

y

regeneradoras

acompañado

de

cambiossignificativos de presión a través de la columna, derramamiento del solvente yoperación fuera de las especificaciones de la columna. En algunos casos los problemas de espumación se puede resolver con agentesantiespumantes, sin embargo esta sería una solución temporal, la manera derealmente reducir la formación de espuma en las torres regeneradoras yabsobedoras

es

mediante

la

minimización

de

contaminantes

en

el

solventeevitando el paso de contaminantes a través de la corriente gaseosa. Cuando la formación de espuma ocurre, existe un contacto pobre entre el gas ylos químicos de la solución. El resultado es una reducción en la capacidad detratamiento y la eficiencia de endulzamiento, hasta el punto en que posiblementelas especificaciones de salida no se puedan alcanzar.

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Algunas razones por las cuales ocurre la formación de espuma son: 

Sólidos suspendidos



Ácidos orgánicos



Inhibidores de corrosión



Hidrocarburos condensados



Grasas jabonosas en las válvulas



Impurezas en el agua de reposición



Productos de degradación

Los problemas de formación de espuma usualmente se detectan en problemasoperacionales de la planta. Los contaminantes de las operaciones aguas arribapueden minimizarse utilizando una adecuada separación de entrada. Loshidrocarburos

condensados

en

el

contactor

usualmente

pueden

evitarsemanteniendo la temperatura de la solución pobre al menos 10 ºF por encima de latemperatura de entrada del gas. Para tener un control temporal se puedenagregar

químicos

antiespumantes.

Estos

antiespumantes

son

generalmente desilicón o de tipo alcohol.

20.2. Corrosión La corrosión es una operación preocupante en casi todas las instalaciones deendulzamiento. La combinación de H2S y CO2 con agua, prácticamente aseguraque condiciones corrosivas existirán en partes de la planta. En general, lascorrientes de gas con alta relación de H2S/CO2 son menos corrosivas queaquellasque tienen menor relación. La concentración de H2S en varios ppm conconcentración de CO2 de 2% o más tiende a ser particularmente menoscorrosivas. Debido a que la corrosión en las plantas de endulzamiento contribuyea la formación de químicos por naturaleza, es fuertemente una función de latemperatura y de la viscosidad del líquido. El tipo de solución endulzante que seutiliza y la concentración de esta solución tienen un fuerte impacto en la tasa decorrosión. Un incremento en la corrosión puede esperarse con soluciones másfuertes y con cargas más grandes de gas ácido (NACE, 1984).El sulfuro Grupo N°5


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dehidrógeno se disocia en agua para formar un ácido débil. El ácidoataca al hierro y forma sulfuro de hierro insoluble. El sulfuro de hierro se adhiere ala base metálica y provee algo de protección para una corrosión futura, pero estapuedo sererosionada quitándose fácilmente, quedando así expuesto el metalnuevo a un posterior ataque. El CO2 en presencia de agua libre forma ácido carbónico. El ácido carbónicoatacael hierro y forma un bicarbonato de hierro insoluble y, con un calentamientoposterior, se libera el CO2 y un carbonato de hierro insoluble e hidroliza el óxidodehierro. Si el H2S está presente, éste reaccionará con el óxido de hierro para formarsulfuro de hierro. Las altas velocidades de líquidos pueden erosionar la capaprotectora de sulfuro de hierro, lo que trae como consecuencia altas tasas decorrosión. En general, las velocidades de diseño en la tubería de la solución ricadeben ser 50 % de aquellas velocidades que se utilizarían para fluidos dulces. Debido a la relación entre la temperatura y la corrosión, el rehervidor, el lado de laamina rica del intercambiador amina rica/amina pobre y el bucle del condensadordel regenerador tienden a experimentar altas tasas de corrosión. Los productos de degradación también contribuyen a la corrosión. Un mecanismosugerido para la corrosión es que los productos de degradación actúan comoagentes quelatantes con el hierro cuando se calientan. Cuando se enfrían, losquelatos de hierros se inestabilizan, liberando el hierro para formar sulfuro dehierro en presencia de H2S. Las aminas primarias se cree que son máscorrosivasque las aminas secundarias ya que los productos de degradación delas aminasprimarias actúan como agentes quelatantes más fuertes. La corrosión en los procesos de sales alcalinas, tales como los procesos decarbonato de potasio caliente, se reporta que varía desde nada hasta mucho. Lacorrosión se puede esperar donde se libera CO2 y vapor en la separación flash.Grandes erosiones tienen lugar cuando la solución de carbonato excede el 40%debido a la tendencia a formar cristales de bicarbonato cuando la solución

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seenfría. Muchos problemas de corrosión pueden resolverse utilizando inhibidoresde corrosión combinados con practicas operacionales las cuales reducen lacorrosión.

Medidas para evitar la formacion de espumas 

Mantener lo más bajo posible la temperatura del rehervidor.



Si se dispone, utilizar bajas temperaturas para uncalentamiento medio en vez de altas temperatura para elmismo. Cuando se utilizan altas temperaturas para uncalentamiento medio o un fuego directo en el rehervidor, sedeben tomar las precauciones para adicionar solo el calornecesario para despojar la solución.



Minimizar los sólidos o productos de degradación en elsistema utilizando una operación de recuperación o unafiltración efectiva, que mantiene el sistema libre de oxígenosuministrando una pequeña capa superior de gas en todos lostanques de abastecimiento y manteniendo una presiónpositiva en la solución de todas las bombas.



Asegurarse de ionizar el agua utilizada, en el agua dereposición. Si se dispone, se puede utilizar vapor parareemplazar el agua perdida.



Limitar la concentración de la solución endulzante paraminimizar los niveles requeridos para el tratamiento.



Monitorear la tasa de corrosión con las herramientasdisponibles.



Mantener un adecuado nivel de burbujeo en los tubos delrehervidor. Se recomienda tubos sumergidos con 6 pulgadascomo mínimo.

Los inhibidores de corrosión utilizados incluyen aminas de alto peso molecular ysales

metálicas

pesadas.

Las

composiciones

generalmente

están

patentadas.Ciertos inhibidores están disponibles cuando el gas contiene sólo H2S, CO2 oambos, permitiendo aumentar la carga de gas ácido (Sheler et al, 1995).

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21. Conclusiones 1. Es fundamental realizar el proceso de endulzamiento del gas para evitar problemas de corrosión en los equipos, y prevenir problemas de formación de hidratos en las tuberías. 2. Para cumplir con especificaciones de calidad es posible que sea necesario emplear métodos combinados de endulzamiento. 3. La efectividad de las aminas esta directamente relacionados con la reactividad y selectividad que estas presentan hacia los componentes ácidos, y también por la propiedades físicas propias de cada tipo de amina. 4. El problema de espumas afecta de manera severa la eficiencia del proceso debido a que puede llegar a afectar parámetros como, tasa de circulación, reactividad de la amina, pureza de la amina, si es en la torre regeneradora indicaría sólidos en la solución que causaran incrustaciones en los tubos de fuego reduciendo así la temperatura efectiva del rehervidor, por consiguiente baja eficiencia del proceso. 5. Parámetros de diseño fundamentales: tasa de circulación de la amina, pureza de la amina, temperatura del rehervidor. 6. Es necesario implementar filtros y desgasificadores en partes intermedias del proceso para garantizar la eficiencia.

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23. Anexos Figura 1 Se Representa Un Proceso De Endulzamiento Con Aminas

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Figura 2 Torre Absorbedora O Contactora

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Figura 3 Proceso De Absorción Química De Los Gases Acidos

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Tabla 1 temperatura de burbujeo de las aminas en función de la concentración

Fuente: Erick Joel Fuentes Ramos-Universidad De Oriente-trabajo de grado Tabla2 temperatura en el intercambiador de calor de aminas

Fuente: Erick Joel Fuentes Ramos-Universidad De Oriente-trabajo de grado

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Tabla3 temperatura de ebullición de la MDEA con diversas concentraciones de la MEA

Fuente: Erick Joel Fuentes Ramos-Universidad De Oriente-trabajo de grado

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Grupo 5 Proceso de Endulzamiento Con Aminas

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