Post on 21-Jan-2016
ENDULZAMIENTO DEL GAS
NATURAL CON AMINAS
DANIELA RIOS
JOSE ARIEL ROJAS ALVAREZ
LIMBERG RIVERO VERA
MOISES GOMEZ MARQUEZ
CARLOS SANCHES A.
CALEB ARUCHARI P.
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.
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.
*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.
*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.
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.
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.
• 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.
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.
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.
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 reacción
CO2/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
Plantas de Endulzamiento de Aminas
Gas
agrio
Gas
Dulce
Amina
Rica
Gas
combustible
Gas ácido
Contactor
Separador
de entrada
Separador
de salida
Tanqu
e flash
HX amina
rica/pobre
Bomba
amina
Filtros
Enfriador
de amina
Rehervidor
Reclaimer
(opcional)
Bomba
reflujo
Condensador
reflujo
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.