ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL CON AMINAS

El uso de las aminas es uno de los procesos más importantes en el endulzamiento de gas natural, para la eliminación de gases ácidos por absorción química con soluciones acuosas, para remover H2S y CO2 de una corriente de gas natural, las aminas son generalmente las más aceptadas y mayormente usadas.

INTRODUCCION

El objetivo del sistema de tratamiento de gas, es remover el exceso de H2S y CO2, a través de su tratamiento con una solución de amina. La remoción del dióxido de carbono, es sumamente importante, porque el dióxido de carbono reduce el poder calorífico del gas natural. el dióxido de carbono, también es ácido y en consecuencia corrosivo en presencia de agua libre.

OBJETIVOS

*Remoción completa de gases ácidos desde concentraciones medias a altas, aún a caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante.*Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido, comparado con los procesos en tandas.La composición de la solución puede prepararse de acuerdo a la composición del gas ácido.*Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos también pueden ser quitados cuando se añade un solvente físico a la solución de amina.

VENTAJAS DEL USO DE AMINAS

*Alta inversión de capital, comparada con los procesos baches.*Los costos de operación y mantenimiento son significativos.*Algunos de los procesos como el sulfinol, o el flexosorb, requieren licencia o pago de patentes.

DESVENTAJAS DEL USO DE AMINAS

Existen varios procesos utilizados para el endulzamiento del gas natural:1.-Procesos con solventes químico.2.-Procesos con solventes físico.3.-Procesos con solventes híbridos ò mixtos.4.-Procesos con solventes para remoción de H2S (conversión directa).5.-Procesos de lecho sólidos o seco, membranas y otros.6.-Procesos criogénicos.

TIPOS DE PROCESOS

Para seleccionar un proceso se deben tener en cuenta factores, tales como:

*Especificación del gas de entrega.*Volumen del gas que se desea tratar en la planta de aminas.*Corrosión.*Costos de Inversión - Operación - Mantenimiento.*Temperatura y Presión del gas a ser tratado.

FACTORES PARA LA SELECCIÓN DE UN PROCESO

• Las aminas pueden considerarse como compuestos derivados del amoníaco (NH3) al sustituir uno, dos o tres de sus hidrógenos por radicales alquílicos o aromáticos. según el número de hidrógenos que se substituyan se denominan aminas primarias, secundarias o terciarias.

QUE SON 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 amoníaco. 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.

PROPIEDADES FÍSICAS

Monoetanolamina (MEA)

Fue la primera amina usada para estos procesos. se la emplea a menudo cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es decir, para bajas presiones y / o bajas concentraciones del gas ácido. la mea es una amina primaria, la de peso molecular más bajo. Por consiguiente es la más reactiva, corrosiva y volátil. Por eso se la usa en soluciones relativamente diluidas, tiene las pérdidas por evaporación más altas, requiere más calor para su regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más bajo.

DESCRIPCIÓN DE LAS AMINAS

Las aminas primarias forman ligaduras más fuertes con los aniones de gas ácido, que las aminas secundarias y terciarias. es por ello que el proceso de regeneración, que implica la descomposición de las sales formadas durante la absorción de los gases, es más difícil.

Para aumentar la regeneración se usa generalmente un recuperador que opera a temperaturas más elevadas que el rehervidor.

Dietanolamina (DEA)

Es el solvente endulzante más ampliamente usado. si se lo compara con la mea, tiene calores de reacción más bajos con el H2S y con el CO2, es menos corrosivo y puede usarse en concentraciones más altas con cargas más grandes de gases ácidos. Esto se traduce en una tasa de circulación reducida, que significa costos de capital y operación menores.

La DEA también es muy resistente a la degradación producida por los RSH y COS. su mayor desventaja es la incapacidad de desprenderse del CO2, y el precio, que en algunos casos es aventajado por nuevos procesos. Hay una adaptación al proceso, llamada SNPA, desarrollada por la elf-aquitaine, que logra cargas de gas ácido mucho más altas, algo de 0,7 moles de gas/mol de DEA, sin corrosión excesiva. Pero necesita altas presiones parciales del gas ácido de entrada, alrededor de 4 atmósferas, por lo que no se puede aplicar en todos los casos.

Disopropanolamina (DIPA)

El proceso adip licenciado por shell usa frecuentemente este tipo de amina. Los requerimientos de vapor de agua son bajos, bajas tasas de corrosión, y es apropiado para gases que contengan COS. Se lo usa para sacar el H2S y el COS del gas licuado LPG. sin embargo la degradación irreversible producida por el CO2 y el COS es mayor que para la MEA, DEA O DGA, lo cual significa menor cantidad de solución que puede ser regenerada en el proceso.

Diglicolamina (DGA)

Es una amina primaria con igual peso molecular que la DEA. Es muy apropiada para climas fríos, por cuanto las soluciones congelan bastante más abajo que el punto de congelamiento de soluciones de DEA y de MEA. Una solución al 65% de DGA congela a – 40ºF. Una solución de MEA al 20% congela a 15 ºF, y una solución de DEA al 30% congela a 20 º F. Es parecido a la MEA, apropiado para tratar corrientes gaseosas con bajas presiones parciales de los gases ácidos y necesita de un recuperador para completar la regeneración. Asimismo presenta una gran afinidad por compuestos sulfurosos orgánicos.

Metildietanolamina (MDEA)

Las aminas terciarias tienen una selectividad por el H2S sobre el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases ácidos. Esta propiedad selectiva es bien aprovechada para graduar el contenido de H2S en el gas de alimentación de las plantas de azufre, o bien para quitar el H2S del CO2, cuando se va a usar este último en proyectos de inyección. Además necesitan la menor cantidad de calor para regenerarse, porque pueden usarse al 50% con cargas de gas ácido de 0.4 mol/mol, tienen los más bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el calor específico más bajo. Las pérdidas de solvente son muy bajas y el punto de congelamiento es de unos 25 º F. la MDEA también forma parte de muchas formulaciones de solventes especiales.

Solventes especiales

Se ha desarrollado una gran familia de productos en los últimos años, todos ellos basados en las alcanolaminas. Son mezclas de solventes con inhibidores de corrosión que permiten aumentar las concentraciones, hasta un 30 % para la mea y un 50 % para la DEA, reduciendo así la tasa de circulación de las aminas y el calor requerido para la regeneración en forma sustancial.

Los solventes Gas/Spec, de Dow Chemicals y el Ucarsol, de Union Carbide, son los productos que se han posicionado mejor en el mercado este último tiempo. Son solventes basados en MDEA, junto con otras aminas, ablandadores, promotores, inhibidores de corrosión, y antiespumantes. Los solventes Flexsorb, desarrollados por la Exxon, usan la presencia de un grupo grande próximo al átomo de nitrógeno, y la basicidad para controlar la reacciónCO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminación selectiva del H2S y remoción total de CO2.

Soluciones mixtas

El sulfinol , desarrollado por Shell fue el primero de estos procesos. La solución usa un solvente físico, el sulfolano en este caso, y ya sea DIPA o MDEA como la amina. Además de absorber compuestos azufrados orgánicos, la capacidad del sulfinol para los gases ácidos aumenta con la presión parcial de los mismos. Este producto es apropiado para corrientes gaseosas con altos contenidos de gas ácido.

Como la mayoría de los solventes físicos, el sulfinol tiene una significativa afinidad por los hidrocarburos, especialmente los aromáticos. Entonces conviene instalar facilidades de pretratamiento adelante del gas ácido, si va a usarse para una planta de recuperación de azufre. Si se usa MDEA la solución puede quitar selectivamente el H2S y dejar hasta el 50% del CO2 originalmente en el gas. Hay varios otros solventes desarrollados últimamente, pero como son patentados, cuestan más que las alcanolaminas.

MEA DEA DGA DIPA MDEA

HOC2H4NH2 (HOC2H4)2NH H(OC2H4)2NH2 (HOC3H6)2NH (HOC2H4)2NCH3

Peso Molecular

61,08 105,14 105,14 133,19 119,17

T ebullición atm (oC/oF)

170,5 / 338,9 269 / 516 221 / 430 249 / 480 247 / 477

Freezing Point (oC / oF)

10,5 / 50,9 28 / 82,4 -12 / 9,5 42 / 107 -21 / -5,8

SG @ 20 oC (68 oF)

1,018 1,095 1,058 @ 60oF 0,999 @ 30oC 1,0426

Cp @ 60 F (btu/lb-F)

0,608 (68F) 0,600 0,571 0,69 (86oF) ---

Visc, cP 24,1 @ 68oF 350 @ 68oF 4 @ 60oF 870 @ 86oF 401 @ 20oC

Pv @ 100F (mmHg)

1,05 0,058 0,160 0,010 0,0061

Calor de vaporizacion (btu/lb)

355@760mmHg 288@73 mm Hg

220@760mm Hg

N/D N/D

GRAVEDAD ESPECÍFICA DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA PUNTO DE CONGELAMIENTO DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA

Plantas de Endulzamiento de Aminas

Gas agrio

Gas Dulce

Amina Rica

Gas combustible

Gas ácido

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

HX amina rica/pobre

Bomba amina

Filtros

Enfriador de amina

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

Bomba reflujo

Condensador reflujo

ESQUEMA DE PROCESO TRADICINAL

EQUIPOS DE UNA PLANTA DE AMINAS  A continuación se detallan los principales componentes de una planta de endulzamiento que trabaja con aminas:

1.- Separador de entrada Recipiente colocado a la entrada de la planta, encargado de separar los contaminantes de la corriente de gas, tales como hidrocarburo líquido, agua, partículas sólidas, etc.

2.- Torre contactora o Absorbedora

• Equipo donde se produce el contacto en contracorriente entre el gas acido que sube desde el fondo y la solución de MDEA que baja desde el tope de la torre.

 

3.-Tanque de venteo o Flash Tank: Utilizado para separar el gas que se disuelve en la solución de MDEA, en la torre contactora.

 

4.-Intercambiador de calor amina-amina

Utilizado para aprovechar la energía de la amina pobre (sin contenido de CO2 y H2S) que sale de la torre regeneradora.

5.-Torre regeneradora

• El objetivo de la torre regeneradora, es remover el gas ácido que contiene la solución de amina rica. la mayoría tienen entre 18 a 24 platos, siendo un diseño típico el que contiene 22 platos.

 

6.-Tanque de abastecimiento / surge tank / pulmón

Empleado para almacenar la amina regenerada y suministrar, como pulmón, a las bombas principales. En este equipo es donde se detecta mediante seguimiento de nivel, el consumo ò pérdidas de amina en el circuito ya sea por consumo normal del proceso y/ò pérdidas en equipos (bombas, internos de válvulas controladoras).

  Esquema de un tanque de abastecimiento de amina

 

7.-Bomba de solución pobre

Encargada de tomar la solución de amina del tanque de abastecimiento, elevar la presión y enviarla al tope de la torre contactora. Generalmente este tipo de bomba es de desplazamiento positivo (multi-etapas). el control de caudal requerido para inyectar a la torre contactora, se realiza mediante una válvula controladora automática dispuesta en la línea de descarga de dicha bomba.

 

8.-Filtros

La solución de aminas al recorrer el circuito acumula partículas, ya sean productos de la corrosión y/ò contaminantes que ingresan con el gas. entonces en la planta de aminas, es necesario disponer de un sistema de filtración conformados por dos tipos de filtros:

a).-Mecánicos b).-Carbón activado

 a).-Mecánicos: 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 pudiera desprender el carbón activado. el micronaje de estos filtros puede ser desde 1 hasta 50 micrones.

b).-Carbón activado: el material filtrante es carbón mineral, de origen "lignito ò bitumen". no se recomienda utilizar carbón de madera. la función de este filtro es captar vestigios de hidrocarburo que circulan con la solución de amina.

 

9.-Enfriador de la soluciòn pobre

La solución que sale de la torre regeneradora, es la que tiene mayor temperatura en el circuito. si esta solución se la envía directamente a la torre contactora, la amina pierde la capacidad de retener los gases ácidos. 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.

 

10.- Concentrador o recuperador de la amina A medida que la solución de amina circula en el sistema, ocurren ciertas reacciones laterales que forman productos termoestables y a su vez degradan la solución perdiendo la capacidad de absorción. Estos productos pueden ser removidos en el recuperador. Esta unidad es en realidad un regenerador; en el cual se separa la amina del material deteriorado. La amina se vaporiza y pasa hacia el tope de la unidad. Los productos de la degradación quedan en el recuperador, de donde se drenan periódicamente.

 

Problemas operacionales en el proceso de endulzamiento del gas

*-Pérdidas de amina

*-Formación de espuma

*-Aminas formuladas

a).-Ucarsol b).-Jefftreat c).-Gas/Spec

 

Pérdidas de amina Las pérdidas de amina pueden ser un problema operacional serio y costoso. Estas pérdidas normalmente se deben a:*-Arrastre de solución tanto en el absorbedor como en el vapor del tanque de venteo.*-Cuando el extractor de niebla está tapado.*-Cuando se forma espuma.*-Vaporización de la amina en el regenerador.degradación en productos termoestables en el caso de las aminas primarias.*-Derrames operacionales.*-Trabajos de limpieza mal hechos.*-Disposición de productos del reconcentrador.

 

Formación de espuma La formación de espuma puede generar dificultades de todo tipo: *-Aumenta las pérdidas de amina.*-Hace más difícil el tratamiento del gas natural.*-Ocasiona corrosión.*-Aumenta el consumo de energía. La formación de espuma es causada por los contaminantes presentes en la solución de amina. La formación mecánica de la espuma normalmente es causada por la velocidad muy alta del gas y de los líquidos a través de los equipos.

 

Aminas formuladas Como un avance a la tecnología tradicional empleada en los sistemas de endulzamiento de gas natural, han ido apareciendo en el mercado de la química una serie de productos normalmente patentados de aminas reformuladas con el fin de disminuir los problemas así como de optimizar los costos de inversión y de operación de las plantas que trabajan con aminas convencionales.dentro de estos productos se mencionan los patentados por dow chemical: -Ucarsol -Jefftreat -Gas/Spec

 

CONCLUSIONES 1.- Aun cuando en la práctica se continúa empleando las plantas de endulzamiento de gas natural con aminas convencionales, de acuerdo con los cálculos realizados se puede observar las grandes ventajas operacionales que tiene el uso de las aminas reformuladas.

  2.- La tasa de circulación de la solución acuosa requerida en una planta de endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas es mucho menor que la requerida con aminas convencionales, de ahí la consecuencia que la mayoría de los equipos sean más pequeños.

3.- En el caso de las aminas reformuladas se obvia el uso del reconcentrador o recuperador de aminas ya que la degradación del solvente no es tan significativo como en las aminas convencionales, específicamente en el caso de MEA.