endulzamiento del gas natural con aminas

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL


1. IntroducciónGeneralmente el gas natural que se produce a nivel mundial contiene CO2. Además, en

muchas partes del mundo principalmente al norte de la línea ecuatorial, el gas natural

contiene también H2S. Ambos compuestos son ligeramente solubles en agua; cuando

estos gases se disuelven en agua forman una solución medianamente acidificada, razón

por la que estos compuestos son llamados gases ácidos.

Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2 y los

compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los mercaptanos (RSH), el

sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc.

Las especificaciones de transporte indican 4 ppmv, o bien 0,25 granos /100 scf. (un

gramo es igual a 15,4324 granos) El CO2 generalmente está comprendido dentro del

porcentaje de gases inertes junto con el nitrógeno, permitido entre un 2 a 3 % en total. En

algunos casos, cuando hay procesos criogénicos que siguen al endulzamiento, la

remoción del CO2 debe llegar a 100 ppmv.- Hay más de 30 procesos desarrollados para

quitar los gases ácidos. De acuerdo a los métodos y productos utilizados, estos procesos

pueden clasificarse del siguiente modo:

1. Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o Chemsweet o

Sulfacheck, y la soda cáustica. Como no es posible recuperar el reactante, su uso se

limita a quitar pequeñas cantidades de sulfuros, ya sea en pequeños caudales o

pequeñas concentraciones de sulfuro de hidrógeno.

2. Soluciones acuosas de aminas, como la monoetanolamina, dietanolamina,

diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras. Como estas

soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar grandes cantidades de

sulfuros, y también CO2 cuando es necesario.

3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente físico y agua), como los

procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes cargas de gas ácido.

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4. Solventes físicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden regenerarse

sin calor y secar, simultáneamente el gas. Se usan mayormente para remover el grueso

del CO2 generalmente en las plataformas.

5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot, Catacarb,

Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes químicos parecidos a los solventes

físicos.

6. Oxidación directa o transformación en azufre, como los procesos Stretford, Sulferox Lo

Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.

7. Adsorción, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde o Zeochem. Se

usa a bajas concentraciones de ácidos, y simultáneamente se puede secar el gas.

8. Membranas, como las producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara (Dow

Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. Son muy apropiadas para

separaciones a granel de CO2, especialmente cuando la concentración en el gas es muy

alta.

Existen otros procesos regenerativos (además de los de alcanolaminas y soluciones

mixtas), adsorción y membranas. Las propiedades únicas de los solventes y de las

membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo para situaciones especiales con

requerimientos específicos (ej. offshore). Se los puede clasificar en:

1. Solventes físicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flúor

2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot, Catacarb,

Benfield y Gianmarco- Vetrocoke.

3. Oxidación directa a azufre, como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-Cat,

Instituto Francés de Petróleo, etc.

4. Adsorción ej: tamices moleculares

5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace Membranes Internacional

Permeation, y Monsanto.

Ventajas1. El tamaño del equipo y los costos son más reducidos, en general.

2. Cargas de gas ácido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presiones parciales del

gas ácido, y tasas de circulación reducidas, como en los solventes físicos.

3. Regeneración sin calor, como en los solventes físicos, o sin regeneración, como en las

membranas.

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4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en las soluciones de

carbonato de potasio.

5. Eliminación de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidación directa.

6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados de CO2 (por

encima de 50%, de forma económica), como las membranas.

7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o sólo con compresión, como en

las membranas.

8. Deshidratación simultánea del gas, como en los solventes físicos y tamices moleculares

Desventajas1. Los diseños de procesos más complejos a menudo se limitan a una aplicación

específica.

Costos de ingeniería más altos.

2. Algunos solventes físicos absorben cantidades significativas de hidrocarburos más

pesados, los cuales se pierden, a veces.

3. Algunos solventes físicos son caros y muy corrosivos a los elastómeros usados ,como

asientos y sellos en las válvulas e instrumentos.

4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol, Rectisol,

Purisol, Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt.

5. Los separadores de membranas son caros. Solventes Físicos

Son líquidos orgánicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones y temperaturas

ambientes o más bajas. La regeneración se hace por vaporización a presión atmosférica,

y a veces con vacío; generalmente no se usa calor. Los diagramas de flujo básicos son

similares a los procesos con alcanolaminas. El solvente físico debe ser de baja viscosidad

(bajo derretimiento), químicamente estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el gas

contaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la presión parcial del

gas ácido, o sea, se aplica la ley de Henry.

Los procesos más comunes son los de baches y el uso de aminas. Por debajo de 20

libras/día, los procesos en baches son más económicos, y sobre las 100 libras/día, se

prefiere las soluciones de aminas.

Contenido de Azufre, en Lb/día = 1.34 x (MMscfd) x (gr H2S / 100 scf)

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2. PROCESOS EN BACHES O TANDAS

Las condiciones del material que pueda absorber gases ácidos son,

que no sea caro,

que tenga una alta capacidad para absorber H2S,

que no sea peligroso,

y cuyos residuos puedan ser desechados sin problemas ambientales.

Los procesos más conocidos son Chemsweet, Sulfa-Check, soda cáustica, y por

supuesto, el más conocido, el de esponja de hierro.

2.1 Ventajas:

1. Remoción completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sin consumo del

reactante por parte del CO2, excepto para la soda cáustica.

2. Inversión de capital relativamente baja comparado con procesos regenerativos.

3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independiente de la

presión de operación, lo cual da una gran versatilidad.

4. La remoción de mercaptanos de pesos moleculares más bajos es adecuada, en

general.

2.2 Desventajas :1. Para una operación ininterrumpida se requiere dos o más torres contactoras, de modo

que cuando una está trabajando, se está recargando a la otra, lo cual encarece el

proyecto.

2. La presencia de líquidos, ya sea por pobre separación, o condensación en la torre por

cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro y produce espuma.

3. Pueden formarse hidratos a presiones más altas, o temperaturas más bajas.

Esponja de hierro:

Es el proceso más antiguo y más ampliamente usado. Consiste en torres cuyos lechos

están formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con óxido férrico hidratado

(Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.

Estas astillas se cargan por el tope, a través de la entrada de hombre y se van colocando

sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El gas a ser tratado

entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante un distribuidor de entrada. A

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medida que va pasando por el lecho, va reaccionando con las astillas, y deja el proceso

de endulzado por el fondo del recipiente,

3. Criterios De Selección De Procesos.-

De acuerdo al tipo de contaminantes, se debe escoger el tipo de proceso a utilizar para el

endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que amina sería la más

adecuada en relación a los contaminantes presentes en nuestro gas.

Tabla Guía para la selección de procesos

Contaminante Aminas(DEA)

Solv. Físicos (Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio (Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

Referencias:

COS : Sulfuro de carbonilo(*) : Denota mercaptanosCS2 : Disulfuro de carbonoEMS : Etil metil sulfuroDMDS : Dimetil disulfuro

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5. GAS ACIDO.-

Un gas acido es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno H2S,

dióxido de carbono CO2 y otros componentes ácidos COS (sulfuro de carbonilo), CS2

(disulfuro de carbono), RSH, (mercaptanos), etc. razón por la cual se vuelve corrosivo en

presencia de agua.

como aquel que contiene mas de 1 grano de H2S/100 pies cúbicos de gas, lo cual es

igual a 16 ppm (1 gramo = 15.43 granos).

La definición de gas acido aplica también al contenido de CO2 y es así que la GPSA

define la calidad de un gas a ser transportado como aquel que tiene ≤ 4 ppm. de H2S; ≤

3% de CO2 y ≤ 6 a 7 lb. de agua /MM pcn.

5.1 CONTENIDO DE GAS ACIDO.-El contenido de gases ácidos conjuntamente con la presión total del gas permite definir la

presión parcial de los gases ácidos, y este parámetro es básico para establecer la

conveniencia de considerar un proceso químico, un proceso físico, un proceso hibrido u

otro proceso.

Dentro de los componentes indeseables de naturaleza acida se pueden indicar los

siguientes: Sulfuro de carbonilo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y

toxico que generalmente se recompone en CO2 y H2S. Los mercaptanos de formula

general RSH, donde los mas comunes son el metilmercaptano, reconocibles por su olor y

el poder corrosivo. Además son compuestos inestables que reaccionan con algunos

solventes que los descomponen.

Los disulfuros, de formula general (RS2), entre los cuales el mas sencillo es el disulfuro

de carbono (CS2), también son inestables, auque mas estables que los mercaptanos,

adicionalmente, son corrosivos y tóxicos, El oxigeno (O2), el monóxido de carbono (CO) y

el mercurio (Hg.) son otras impurezas comunes en el gas natural. Este ultimo,

particularmente dañino en los intercambiadores de calor construidos con aluminio (cajas

frías) que se utilizan en la tecnología criogénica

6. FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA SELECCIÓN DE UN PROCESO.-

La selección de un proceso de endulzamiento de gas así como la estimación de

los costos del gas natural inversión y operación asociados, dependen de la

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información disponible sobre todos los componentes presentes en el gas por lo

tanto es de gran importancia obtener análisis de las corrientes a ser tratadas.

Los parámetros básicos a considerar para la selección de un proceso de

endulzamiento son los siguientes:

Regulaciones ambientales impurezas en el gas de alimentación, contenidos de gases ácidos, tipos de contaminantes removidos, concentración de los contaminantes y el grado de remoción requerido, la selectividad requerida presión total del gas y presión parcial de los

componentes ácidos, relación costo de inversión- beneficios de los procesos seleccionados

relación H2S/CO2, temperatura, corrosión, materiales de construcción.

7. Aminas.-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

7.1 Objetivo.-

El objetivo del sistema de endulzamiento 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.

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7.2 Propiedades físicas.-

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.

Muchos procesos continuos de endulzamiento del gas usan soluciones acuosas de alcanolaminas como la monoetanolamina, dietanolamina, diglicolamina,

metildietanolamina, o soluciones mixtas como Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras.

A las soluciones mixtas se les añade un solvente físico para mejorar el desempeño de la

amina en situaciones especiales, como ser, cuando hay una nueva especificación para el

gas de salida, más baja, o una nueva corriente de entrada con altas concentraciones de

gas ácido, o mayor proporción de mercaptanos en donde la alcanolamina sola no es lo

más apropiado, etc.

La ventaja de estos procesos es que la solución que hace el tratamiento puede ser

regenerada y recirculada, por lo que puede usarse para quitar grandes cantidades de

sulfuros, y también CO2 cuando es necesario. Hay varias otras ventajas, entre ellas:

Ventajas.- a. Remoción completa de gases ácidos desde concentraciones medias a altas, aún a

caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante.

b. Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido, comparado con los

procesos en tandas.

c. La composición de la solución puede prepararse de acuerdo a la composición del gas

ácido.

d. Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos también pueden ser quitados

cuando se añade un solvente físico a la solución de amina

Las desventajas son: 1. Alta inversión de capital, comparada con los procesos baches

2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos

3. Algunos de los procesos como el Sulfinol, o el Flexosorb, requieren licencia o pago de

patentes.

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Reacciones químicas:

1. Ionización e hidrólisis del H2s y del CO2

2. Formación de protones de aminas

3. Reacciones con H2S

4. Reacciones con CO2

5. Otros gases sulfurados: Las bases de amina son muy débiles para formar mercáptidos,

y el COS no hidroliza a temperaturas ambientes. De modo que para realizar la remoción

de los RHS, COS y RSSR, se lo hace por absorción a alta presión, mientras que la

regeneración del solvente se realiza por desorción a baja presión y alta temperatura. Se

añade un solvente físico cuando la afinidad por los gases sulfurosos es insuficiente.

8. Descripción de las aminas:

8.1 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 diluídas, tiene las pérdidas por evaporación más

altas, requiere más calor para su regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más

bajo.

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.

8.2 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

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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.

8.3 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.

8.4 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 – 40º F. Una solución de MEA al 20% congela a 15 º F, 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.

8.5 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.

9.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

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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 reacción

CO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminación selectiva del H2S y remoción total

de CO2.

10. 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.

7.3 Tasa de flujo de la amina:

Seleccionar la solución de endulzamiento apropiada, las concentraciones de amina y el

solvente físico. Por ejemplo, MEA o DGA para gas a baja presión. DEA para la mayoría

de las aplicaciones, DGA para climas fríos, MDEA para remoción selectiva de H2S, y

procesos de solvente físico para remoción de sulfuro orgánico. Calcular las presiones parciales del H2S, CO2, RSH y otros gases de azufre orgánicos usando la presión de la

torre y la composición del gas de entrada. Estimar la temperatura de la solución de amina

rica en el fondo de la torre de contacto. Esta es generalmente de 20 a 40 º F más caliente

que el gas de entrada. Calcular las cargas de equilibrio para el H2S, CO2, RSH, etc. en

la solución de amina rica. Esto requiere datos de solubilidad que pueden hallarse en

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manuales de fabricantes, en el GPSA, en el Dow Fact Book, etc. Allí se encuentran los

datos para la mayoría de las soluciones de amina y tienen en cuenta el efecto interactivo

de la absorción del H2S y CO2 y viceversa.

Casi todos los datos de solventes físicos son propiedad de alguien. En el GPSA

puede hallarse datos para interpolar las temperaturas. Suponer una aproximación al equilibrio y determinar los recobros para H2S, CO2, RSH, etc. Las soluciones mixtas son

más complejas porque tanto la amina como los solventes físicos deben ser considerados

separadamente, y también las interacciones entre esos absorbentes. La carga rica típica

es de alrededor del 80 % de la concentración de equilibrio y la carga pobre (regenerada,

mol gas ácido/mol amina) es de 0.05 a 0.1 para aminas primarias, 0.03 a 0.05 para

aminas secundarias y tan bajo como 0.005 para solventes especiales basados

en MDEA. Calcular la tasa de circulación de amina a partir de la remoción y el

contenido de gas ácido del gas agrio.

Calcular los calores de reacción y solución para todos las extracciones de gas. Usar los

datos de la Tabla 3 y las tablas del GPSA Data Book (1987).

Estimar la temperatura de alimentación de la amina pobre – 100 a 130 ºF y la

temperatura de salida del gas dulce – 15 a 30 º F más caliente que el gas de entrada y/o 0

a 15 ºF por arriba de la amina pobre.

Hacer un balance de calor alrededor de la torre de contacto. Verificar todas las

suposiciones.

Caso contrario se requiere otra iteración.

Puede Obtenerse un estimado rápido de la tasa de flujo para soluciones típicas de MEA,

DEA, DGA y MDEA, usando la siguiente ecuación, de Khan & Manning , 1985: Caudal de

circulación (gpm) = K (MMscfd)(Porcentaje molar de gas ácido quitado)

8. PLANTAS DE ENDULZAMIENTO CON AMINAS

Sistema de amina.- Este proceso consta de dos etapas:

a) Absorción de gases ácidosEs la parte del proceso donde se lleva a cabo la retención del dióxido de carbono de una

porción de la corriente de gas natural ácido utilizando una solución acuosa a baja

temperatura y alta presión.

b) Regeneración de la solución absorbente

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Es el complemento del proceso donde se lleva a cabo la desorción de los compuestos

ácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizando la

solución en el mismo proceso.

9. Sistema de absorción.-

El sistema de procesamiento de gas a alta presión consiste en un depurador de entrada, una torre de contacto y un separador de salida.El depurador o separador de entrada quita los baches y gotas de hidrocarburos

condensados, agua producida, inhibidores de corrosión y químicos de los tratamientos de

los pozos que vienen con la corriente de gas agrio. Debe estar colocado tan cerca como

sea posible del contactor de amina. Puede ser complementado, pero nunca reemplazado,

por un depurador integral colocado dentro de la torre absorbedora. Los líquidos de

acarreo son la fuente más común de contaminación para todos los procesos de

endulzamiento.

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.

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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.

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. En ese caso debe incluirse las correspondientes conexiones.

El área transversal del contactor se dimensiona para las tasas de flujo de gas y amina.

Verificar el punto de rocío a los hidrocarburos en el contactor, tanto a las condiciones

de salida como a las de entrada. Recordar que el punto de rocío aumenta a medida que

se va quitando los gases ácidos, y la condensación de los hidrocarburos es una de las

causas que producen excesivo espumamiento.

Verificar si hay condensación retrógrada en la torre absorbedora. La condensación de

los hidrocarburos puede resultar de una elevación de temperatura o de una caída de

presión en el contactor. El separador de salida quita cualquier acarreo de líquidos del gas

dulce y previene la contaminación del equipamiento aguas abajo. También sirve para

detectar espumamiento excesivo en el contactor.

10. Sistema de regeneración.

El sistema de regeneración consiste de un tanque flash, intercambiador de calor amina pobre/ amina rica, columna destiladora de despojamiento, filtros del rehervidor y enfriador aéreo. También hay reflujo, elevadores de presión y bombas de circulación. Y las aminas primarias requieren un recuperador. La solución de amina

absorbe HC como también los gases ácidos en la torre de contacto. Estos se flashean

cuando se reduce la presión.

El tanque de flasheo (o vaporización) provee el tiempo de residencia para esta

separación de gas de la solución de amina rica. La absorción de HC depende de la

composición de entrada y de la presión.

Para un gas ácido pobre, la regla es de 2 scf/gal. Se recomienda tiempos de residencia de

10 a 15 minutos para una unidad de dos fases, y de 20 a 30 minutos para recipientes

trifásicos. Cuando se usa el gas de flasheo, que contiene H2S como combustible, hay que

tratarlo con la amina pobre. Una pequeña torre empacada instalada encima del tanque de

flasheo es suficiente para este propósito.

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El intercambiador de calor amina rica/ amina pobre precalienta la solución de amina rica

y reduce los requerimientos de calor del rehervidor. También enfría la amina pobre y

reduce el servicio del enfriador aéreo. Se usa tanto los intercambiadores de tubo y coraza

como los de bastidor y placas. Generalmente la solución rica va por el costado del tubo

con una velocidad de entrada de 2 a 4 pies / seg, para reducir la corrosión. El cambio de

temperatura

para ambas corrientes está entre 70 a 100 ºF y la presión cae de 2 a 5 psi. Es práctica

común usar dos o más intercambiadores en serie para acomodar un cruce de

temperaturas; por ejemplo: la salida de la amina rica está más caliente que la salida de la

amina pobre. Al igual que el absorbedor, la columna de destilación o despojamiento es de

platos, o empacada. Puede usarse el mismo procedimiento para diseñarla. Un diseño

normal consiste en 20 platos enrejados en V, espaciados 24 pulgadas. Esto equivale

entre 7 a 10 platos teóricos cuando la eficiencia de los platos es de 40 a 50 %.Los platos

se diseñan para tasas de líquidos e inundación por chorros de 65 a 75 %, con un factor de

espuma de 0.75

El condensador de reflujo y el enfriador de amina son enfriados por aire,

intercambiadores de calor de tiro forzado con persianas automáticas para control de

temperatura. Añadir un factor de seguridad del 10 % al servicio de calor. Hasta una tasa

de amina de 200 gpm, ambos servicios pueden estar combinados en una estructura con

un ventilador común. Se aconseja la recirculación del aire cuando se espera que la

temperatura ambiente esté por debajo de 10 º F. A menudo se necesita un enfriador

preparado para usar agua, para la corriente de amina pobre.

El acumulador de reflujo separa el reflujo o agua condensada de los gases ácidos

saturados en agua. El agua se devuelve al despojador y los gases ácidos se los envía a la

antorcha o a una unidad de recuperación de azufre. Generalmente se incluye un

almohadilla deshumificadora, y algún medio para medir la tasa de reflujo.

Establecer la relación de reflujo, es decir, moles de agua que vuelven al destilador a

moles de gases ácidos que dejan el condensador de reflujo. Esto varía desde 3 para las

aminas primarias y bajas relaciones CO2 / H2S a 1.2 para aminas terciarias y altas

relaciones CO2 / H2S.

Los rehervidores de amina más pequeños son calentadores de fuego directo que usan

gas natural. La superficie del tubo de fuego se basa en un flujo de calor de 6500 a 8500

Btu/ hr pie2, para mantener la temperatura de la pared del tubo por debajo de 300 º F. Los

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rehervidotes más grandes usan haces de vapor o de aceite caliente. Se produce menos

corrosión con los diseños tipo tetera (kettle) que con los de termosifón.

Se necesita un tanque de compensación que pueda mantener unos 10 a 15 minutos de

flujo. Generalmente es una extensión del rehervidor de tubos de fuego para pequeñas

unidades, y un recipiente separado para sistemas más grandes.

Los requerimientos del rehervidor son: 1) calor para llevar la solución de amina ácida a su

punto de ebullición

2) calor para romper las ligaduras químicas entre la amina y los gases ácidos; 3) calor

para vaporizar el reflujo

4) carga de calor para el agua de preparación

5) las pérdidas de calor del rehervidor y de la destiladora. Se necesita un factor de

seguridad de 15 a 20 % para empezar. También es necesario medir la entrada de calor (o

el calor que hay que producir).

Los requerimientos de calor y áreas de transferencia del equipo de regeneración pueden

estimarse a partir de las tasas de circulación de la amina.

RecuperadorLas aminas primarias requieren una regeneración adicional, es decir, una destilación

semicontinua en un recuperador, Figura 5. Al comienzo el recuperador se llena hasta los

dos tercios con amina pobre y un tercio con una base fuerte tal como un carbonato o

hidróxido de sodio al 10 % en peso. El calor destila la amina y el agua dejando los

contaminantes en el recuperador. Una corriente deslizante de 1 a 3 % de la tasa de flujo

de la amina pobre se introduce continuamente. Se añade la base necesaria para

mantener el pH en 12. La temperatura del recuperador sube a medida que se acumulan

los contaminantes, y la operación se detiene a una temperatura predeterminada 300 º F

para la MEA – para limitar la degradación térmica de la amina.

FiltrosSe necesita tanto los filtros mecánicos para partículas como los filtros de carbón activado

para hidrocarburos pesados y productos de degradación de la mina. Es mejor instalar

filtros en ambas líneas de amina, la rica y la pobre, pero es más costoso. Un filtro

mecánico en la línea de amina rica, justo después del tanque de flasheo, previene el

taponamiento en el intercambiador de calor de amina rica/ pobre y en el destilador.

El filtro mecánico debe soportar el flujo total y sacar 95% de las partículas de 10

micrones o mayores. Para unidades grandes con altas tasas de circulación, una corriente

deslizante puede que sea más práctica.

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El filtro de carbón está dimensionado para 10 a 25 % de la tasa de circulación. Usar

carbón de piedra, duro (charcoal), con una malla tamaño 5 a 7. Para gases muy ricos es

aconsejable un filtro de carbón en ambas líneas, rica y pobre.

BombasEl elevador de presión (booster) de la amina y las bombas de reflujo son centrífugas, y

están preferiblemente en línea o colocadas horizontalmente. Se recomienda una

capacidad de relevo del 100 %

La selección de la bomba de circulación depende de la presión del contactor y de la tasa

de circulación de amina. Incluir una capacidad de relevo 50 a 100 %. Se prefiere a las

bombas reciprocantes, como norma, pero se usa bombas centrífugas para bajas

presiones. ej. 100 psig. Se usa bombas horizontales multietapas, centrífugas para altas

presiones (700 psi) o tasas de circulación elevadas (300 gpm)

Al dimensionar y fijar el caudal de las bombas, usar una presión de succión positiva baja,

de 3 a 10 psig. Los tamaños de los motores pueden ser estimados a partir de la tasa de

circulación de aminas.

Panel de ControlEl panel de alarma y parada puede ser electrónico o neumático. En ambos casos, ya sea

por una mala función del proceso o por seguridad, se cierra la unidad, suena la alarma y

se indica la condición responsable del evento.

Como mínimo, lo siguiente debería disparar las paradas de planta:

10 .Materiales de ConstrucciónHay autores que han revisado los tipos de corrosión que se producen en las plantas de

tratamiento. Ellos son: corrosión general, galvánica, grietas, puntitos, intergranular,

lixiviación selectiva, erosión y rotura por tensiones de corrosión. Esto último es importante

porque las corrientes de gas que contienen sulfuro de hidrógeno hacen que los metales

se rompan por tensiones de sulfuros. Los aceros al carbón se tornan susceptibles cuando

la presión parcial del H2S excede 0.05 psia a las presiones del sistema por arriba de 65

psia.

Además de la corrosión por H2S es bueno tener en cuenta otros factores, como ser: 1.

Corrosión por CO2, especialmente cuando la temperatura de la amina rica excede los 150

ºF. Se recomienda limitar las concentraciones de amina y usar inhibidorres de corrosión.

2. Corrosión electrolítica, debido a la presencia de metales no parecidos en ambiente

acuoso.

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3. Corrosión por oxidación debido al oxígeno libre en el agua de preparación y las

corrientes de gas de alimentación.

Las siguientes recomendaciones ayudarán a conseguir una vida adecuada y buena

resistencia a la corrosión cuando se selecciona materiales para este tipo de procesos.

1. Aliviar de tensiones a todos los recipientes a presión, intercambiadores de calor, si es

que son de tubo y coraza, rehervidores, enfriadores, cabezales y tuberías en servicio de

amina rica o de gas agrio.

2. Incluír una tolerancia a la corrosión de 0.0625 pulgada para recipientes de presión

según el código ASME, y 0.05 pulgadas para tuberías. Los equipos de acero inoxidable

no requieren de tolerancia a la corrosión.

3. Para corazas, cabezales y partes externas: Usar acero al carbón con una condición

“como si estuviera soldado” de máxima dureza RC-22.

4. Para las partes internas tales como deflectores, pestañas y abrazaderas: Usar acero al

carbón compatible con los materiales de corazas y cabezales.

5. Partes internas tales como extractor de nieblas, calotas de burbujeo, válvulas, pernos y

partes sujetas a altas velocidades, usar acero inoxidable del tipo de bajo carbón, serie 300

o 400, cuando va a ser unido por soldadura o alguna otra unión no removible.

6. Los tubos y las hojas de los tubos: Usar aceros al carbono por debajo de 150 º F.

Considerar aceros inoxidables, serie 300, por encima de 150 º F.

7. Usar aceros al carbono para los tubos de fuego en rehervidores de fuego directo.

8. Bombas de alta presión – por encima de 200 psig- usar acero al carbono o hierro dúctil

en la carcasa o en los extremos donde pasa el fluído, con aceros inoxidables, series 300 y

400 para las parte internas.

9. Bombas de baja presión – por debajo de 200 psig- usar hierro dúctil en la carcasa o en

los extremos donde pasa el fluído, con aceros inoxidables, series 300 y 400 para las parte

internas.

10. El hierro dúctil en los impulsores de las bombas centrífugas da resultados

satisfactorios Considerar impulsores de acero inoxidable serie 300 para temperaturas de

bombeo porencima de 150 º F, o para aminas ricas.

11. Válvulas y tuberías: Usar acero al carbono. Evitar válvulas de hierro fundido o dúctil

por la falta de resistencia al impacto y fortaleza a las tensiones. Usar acero inoxidable

para la línea de alimentación al destilador, la línea superior del destilador, los tubos del

condensador de reflujo y los platos superiores del destilador.

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12. Dimensionar todas las tuberías de amina para bajas velocidades, ej. 2 a 5 pies/seg.

Evitar usar bridas desmontables y otras técnicas de fabricación que proveen cavidades

que pueden alojar la solución corrosiva de amina. Usar sellos soldados para llenar todas

las aberturas y boquillas, ej. los anillos de soporte de los platos.

13. Se recomienda celdas de presión diferencial para monitorear el flujo de amina.

11.AclimataciónLas unidades de amina deben ser aclimatadas para climas fríos. Esto incluye:

1. Aislación extra para el equipo ya aislado, y aislación del equipo que normalmente no se

aísla, ej: la torre del contactor.

2. Persianas de recirculación de aire en los intercambiadores de calor enfriados por aire.

3. Rastrear el calor en la tubería de amina y puntos estancados, por ejemplo en los

medidores de nivel, cajas de flotadores externas, conmutadores y controladores. El calor

puede ser generado por electricidad, vapor, aceite caliente o glicol caliente.

4. El diseño de la fundación debe tener tolerancias para protección por heladas, para

prevenir el movimiento.

5. Algunos fabricantes prefieren erigir una construcción alrededor del equipo. De ese

modo, solamente el equipo no cubierto (las torres) necesitan protección especial.

12. Limpieza de la unidad de amina:La limpieza remueve los aceites protectores, grasa de válvulas, incrustaciones del

maquinado, herrumbres y otros contaminantes que pueden ensuciar la solución de amina.

El procedimiento de lavado es muy similar al arranque y operación real. Las unidades

nuevas requieren un lavado con cenizas de soda o soda cáustica y un enjuague con agua

deionizada. Las unidades usadas también necesitan un lavado ácido para quitar la

herrumbre y las incrustaciones de sulfuros

3. Presiones y temperaturas diarias del contactor de amina, destilador de amina,

acumulador de reflujo y rehervidor de amina.

4. Caída de presión diaria en los filtros

13. Análisis de la amina:El color de la solución regenerada puede proveer bastante información:

1. Pajizo o marrón claro: buena condición y bien regenerada

2. Verde: partículas de FeS muy finas (menos que 1 micrón). Las partículas más grandes

de FeS son negras, y decantan.

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3. Azul o verde: cobre o níquel. Los óxidos de cobre reaccionan con la MEA para formar

un complejo azul real.

4. Ambar, rojo oscuro: compuestos de hierro formando complejos con la amina.

5. Rojo o marrón: ya sea productos de oxidación o degradación térmica. Las aminas

primarias pueden oler como amoníaco.

Puede usarse los siguientes análisis para determinar la condición de la amina. Para

procedimientos e interpretación, consultar el libro Dow Gas Conditioning Fact Book .

1. Titulación de la alcalinidad: concentración de aminas

2. Cromatografía de gas: amina libre, productos de degradación, gas ácido.

3. Nitrógeno total y primario

4. Cargas de gas ácido: H2S, CO2

5. Karl Fischer: contenido de agua

6. Análisis elemental: Fe, Cl, Al, Cu, Na, etc

7. Espuma: extensión y estabilidad.

14. Pérdidas de aminas:Hay dos tipos de pérdidas diarias: aquellas que son parte integral del proceso y aquellas

debidas a fugas, derrames y mal manejo. Infortunadamente estas últimas son a menudo

las pérdidas principales. También hay trastornos (ej. espumamiento en el absorbedor) y

contaminación (ej: el separador de entrada arroja el agua producida en el absorbedor).

Estas pérdidas pueden ser considerables, especialmente cuando hay que reemplazar la

solución de amina. Las pérdidas principales en el proceso pueden ser:

1. Gas dulce del absorbedor: la MEA es lo suficientemente volátil como para producir

pérdidas de 0,45 lb /MMscf de gas procesado. Las otras aminas, DEA, DGA, DIPA y

MDEA son mucho menos volátiles, por lo que las pérdidas pueden ser 0.02 a 0.03

lb/MMscf.-

2. Acarreo desde el absorbedor: Esto hace un promedio de 0.5 a 3.0 lb/MMscf . Esta

pérdida puede reducirse operando el absorbedor a menos de 70% de la velocidad de

inundación e instalando un extractor de niebla (demister) en el tope de la torre. Dos platos

de lavado por agua por encima de los platos de amina son muy efectivos.

15. Consumo de amina:

Para un sistema bien diseñado con pocos desarreglos de promedio, está bien con 2

lb/MMscf para las soluciones de DEA, DIPA y MDEA. Las pérdidas para la MDEA son de

cerca de 3 lb/MMscf debido a su volatilidad y a la recuperación. Las pérdidas para la DGA

son intermedias.

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16. CorrosiónLa combinación de H2S y CO2 con agua, asegura que haya condiciones de corrosión en

una planta de tratamiento de gas. En general corrientes de gas con alta relación H2S y

CO2 son menos corrosivas que las que tienen bajas relaciones. Concentraciones de H2S

en el rango de ppm,v con CO2 de 2 % o más son bastante corrosivas.

Como la corrosión en plantas de endulzamiento es de naturaleza química, depende

fuertemente de la temperatura y la velocidad del líquido. El tipo y concentración de la

solución a ser usada tiene gran impacto sobre la rata de corrosión. La corrosión se

incrementa cuando se usan soluciones fuertes y altas cargas de gas ácido. En general la

velocidad de diseño en tuberías para solución rica debe ser el 50 % de la que se usa en

servicios “dulces”.

Muchos problemas de corrosión pueden solucionarse usando una combinación de

inhibidores y buenas prácticas de operación tales como:

- Mantener la más baja temperatura posible en el rehervidor.

- En lo posible usar un medio de calentamiento de baja temperatura.

- Minimizar los sólidos y productos de degradación en el sistema con una filtración

efectiva y el uso del “reclaimer”.

- Evitar el oxígeno mediante el uso de gas de blanqueo en tanques y manteniendo

presión positiva en succión de todas la bombas.

- Usar agua desionizada o de calderas para reposición, generalmente vapor de

agua.

- Limitar el poder de tratamiento de la solución a los niveles mínimos requeridos.

- Circular la solución rica por el lado tubo de los intercambiadores.

- Hacer seguimiento a las ratas de corrosión con cupones o probetas.

- Mantener un nivel mínimo de solución de 6 pulgadas por encima de los tubos en el

rehervidor.

En las siguientes gráficas, se algunas fotografías de la corrosión que se presenta en los

ductos.

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Fig. 2-4 Corrosión en equipos de endulzamiento

Fig. 2-5 Corrosión en equipos de endulzamiento

17.OPTIMIZACION DEL PROCESO

La extracción de gases ácidos al gas natural es uno de los procesos más costosos en una

planta de gas, por las siguientes dos razones:

- Los costos de inversión en equipos y los costos de operación son altos.

- Los componentes removidos no tienen valor.

Por lo tanto la Optimización del proceso es muy importante y tiene los siguientes

objetivos:

- Reducir costos de operación.

- Mantener máxima producción.

- Reducir costos de mantenimiento.

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El área principal en la cual pueden bajarse costos de operación es la de consumo de

energía. En procesos de endulzamiento, las dos principales áreas de consumo de energía

son: el bombeo de la solución y el requerimiento de calor para su regeneración. Para

reducir el consumo en estas dos áreas, la clave es optimizar la rata de circulación. Para

esto se requiere operar con una solución en el valor superior del rango tanto para

concentración como para carga molar. El calor al rehervidor debe mantenerse en el

mínimo valor requerido para regenerar la solución al grado de pureza necesaria, con esto

se minimiza la rata de circulación de la solución. Para lograr lo anterior, se hace

seguimiento mediante un analizador, al contenido de gas ácido en las soluciones rica y

pobre. Sin embargo el costo de este instrumento y su operación también es alto.Otra área

para ahorro de energía es el intercambiador de calor de solución rica/pobre. Este

intercambiador debe ser dimensionado generosamente para recuperar el máximo de calor

de la solución pobre caliente. Debe hacerse seguimiento periódico a la eficiencia de este

intercambiador observando el ensuciamiento.

Es necesario tener muy presente que la operación a alta concentración de solvente y

alta carga molar, favorece la rata de corrosión. Por lo tanto, el seguimiento y control de la

corrosión debe ser parte muy importante en la operación de la planta.

18. Problemas Operacionales

Los principales problemas operacionales que pueden encontrarse en las facilidades para

el tratamiento de gas agrio son:

- Dificultad para alcanzar la especificación de H2S para el gas de venta.

- Formación de espuma en la solución, en la contactora o en la regeneradora.

- Corrosión en tuberías y vasijas.

- Pérdidas de solvente.

Si la planta deja pasar gas agrio por alguna razón a las líneas de transmisión, el

operador de estas líneas detecta tal condición inmediatamente, y después de una

advertencia mínima al operador de la planta, cierra automáticamente la válvula de

admisión de gas al sistema principal de transmisión. De esta manera se presenta un

contraflujo en la planta y entra a operar el sistema de relevo a la Tea ó Antorcha, en la

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cual se quema el gas que está fuera de especificaciones. Los operadores de la planta

tienen que detectar la causa de la falla y corregirla, antes de volver a alinear el gas al

sistema de transmisión.La formación de espuma en la solución ocurre cuando hay

arrastre mecánico de líquido como burbujas. La tendencia a formar burbujas se

incrementa con la disminución de la tensión superficial de la solución, debido a la

interferencia de sustancias extrañas en la superficie de la solución que está sobre el plato.

Se piensa que la espuma se produce por los siguientes factores:

- Hidrocarburo líquido.

- Productos de degradación de la amina.

- Productos químicos utilizados para tratamiento en los pozos o sistemas de

recolección.

- Productos químicos utilizados para el tratamiento del agua de reposición.

- Sólidos finos suspendidos tales como sulfuro de hierro.

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endulzamiento del gas natural con aminas

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