4_remocion de co2 2013

UNIVERSIDAD AUTONOMA GABRIEL RENE

MORENO

MODULO : ENDULZAMIENTO

DEL GAS NATURAL

MSC. FERNANDO CSPEDES S.

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INTRODUCCION

El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petrleo crudo cerca de los yacimientos. La manera ms comn en que se encuentra este combustible es atrapado entre el petrleo y una capa rocosa impermeable. El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el cido sulfhdrico (H2S), dixido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas hmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes cidos que contiene, hmedo por la presencia de hidrocarburos lquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos.

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INTRODUCCION

Los contaminantes ms indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrgeno (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 est comprendido dentro del porcentaje de gases inertes junto con el nitrgeno, permitido entre un 2 a 3 % en total. En algunos casos, cuando hay procesos criognicos que siguen al endulzamiento, la remocin del CO2 debe llegar a 100 ppmv.- Hay ms de 30 procesos desarrollados para quitar los gases cidos. De acuerdo a los mtodos y productos utilizados, estos procesos pueden clasificarse del siguiente modo:

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PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O

DESACIDIFICACION

Endulzamiento del gas natural es la eliminacin de compuestos cidos (H2S) y CO2)

de la corriente gaseosa mediante el uso de

tecnologas que se basan en sistemas de

absorcin - agotamiento utilizando un solvente

selectivo. El gas alimentado se denomina cido

y el producto se denomina gas dulce. Existen

diferentes procesos de endulzamientos y

podemos citar a los siguientes

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PROCESOS DE ENDULZAMIENTOS

1. Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o Chemsweet o Sulfacheck, y la soda custica. Como no es posible recuperar el reactante, su uso se limita a quitar pequeas cantidades de sulfuros, ya sea en pequeos caudales o pequeas concentraciones de sulfuro de hidrgeno.

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 tambin CO2 cuando es necesario.

3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente fsico y agua), como los procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes cargas de gas cido.

4. Solventes fsicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden regenerarse sin calor y secar, simultneamente el gas. Se usan mayormente para remover el grueso del CO2 generalmente en las plataformas.

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5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot, Catacarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes qumicos parecidos a los solventes fsicos.

6. Oxidacin directa o transformacin en azufre, como los procesos Stretford, Sulferox LoCat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.

7. Adsorcin, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde o Zeochem. Se usa a bajas concentraciones de cidos, y simultneamente 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 concentracin en el gas es muy alta.

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Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o Chemsweet o Sulfacheck, y la soda custica.

Las condiciones del material que pueda absorber gases cidos 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.

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PROCESO EN TANDAS O BACHES

Ventajas:

1. Remocin completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sin consumo del reactante por parte del CO2, excepto para la soda custica.

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

3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independiente de la presin de operacin, lo cual da una gran versatilidad.

4. La remocin de mercaptanos de pesos moleculares ms bajos es adecuada, en general.

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PROCESO EN TANDAS O BACHES

Desventajas :

1. Para una operacin ininterrumpida se requiere dos o ms torres contactoras, de modo que cuando una est trabajando, se est recargando a la otra, lo cual encarece el proyecto.

2. La presencia de lquidos, ya sea por pobre separacin, o condensacin en la torre por cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro y produce espuma.

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

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PROCESO CON SOLVENTES QUIMICOS

Uno de los procesos ms importantes en el endulzamiento de gas natural es la eliminacin de gases cidos por absorcin qumica con soluciones acuosas con alcanolminas. En estos sistemas los componentes cidos del gas natural reaccionan qumicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. Este proceso consta de dos etapas:

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Absorcin de gases cidos: Es la parte del proceso donde se lleva acabo la retencin del cido sulfhdrico y el dixido de carbono de una corriente de gas natural amargo utilizando una solucin acuosa de Dietanolamina a baja temperatura y alta presin.

Regeneracin de la solucin absorberte: Es el complemento del proceso donde se lleva acabo la desorcin de los compuestos cidos, diluidos en la solucin mediante la adicin de calor a baja presin, reutilizando la solucin en el mismo proceso.

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En general los solventes qumicos presentan alta eficiencia en la eliminacin de gases cidos,

aun cuando se trate de un gas de alimentacin

con baja presin parcial de CO2.

Las principales desventajas de estos procesos son: la demanda de energa, la naturaleza

corrosiva de las soluciones y la limitada carga

de gas acido en la solucin, debido a la

estequiometria de las reacciones.

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PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS

Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial,

diferentes componentes cidos de la corriente

de hidrocarburos. Tambin llevan asociado calor

de solucin, el cual es considerablemente mas

bajo que el calor de reaccin en los procesos de

solventes qumicos. La absorcin trabaja mejor

con alta presin parcial de gas acido y bajas

temperaturas. La carga de gas acido en el

solvente es proporcional a la presin parcial del

componente acido del gas que se desea tratar.

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Debido a la baja cantidad de calor de solucin, con el dixido de carbono, la mayor parte de los

solventes fsicos pueden ser regenerados por

simple reduccin de la presin de operacin, sin

que sea necesaria la aplicacin de calor.

Cuando se requiere de especificaciones mas extremas (con menor cantidad de gas acido en

el gas tratado), la reduccin de la presin podra

ir acompaada de un calentamiento adicional

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VENTAJAS

La principal atraccin de los procesos con solventes fsicos es la remocin bruta de gas acido con baja presin parcial.

La selectividad dado que el H2S es mucho mas soluble que el C2O, puede ser eliminado selectivamente de un gas que los contenga a ambos. Por otro lado todos los gases presentan cierta solubilidad, por lo que siempre se producen perdidas de los gases producto, por lo que la desorcion se realiza por etapas, reciclndose las primeras al absorbedor.

Habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados tales como hidrocarburos de alto peso molecular y compuestos sulfurados sin la formacin de productos de reaccin no deseados

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DESVENTAJAS

la solubilidad relativamente alta de hidrocarburos de alto peso molecular. Dependiendo de la composicin de entrada la perdida de hidrocarburos, los cuales pueden ser usados como combustibles y el costo de su recuperacin, podran hacer prohibitiva la utilizacin de un proceso fsico.

Puede complicarse debido a la presencia de absorcin selectiva en etapas, desorcion en varias etapas, los reciclos, etc., pero las bajas temperaturas de operacin, la no corrosividad hacen que el material de construccin pueda ser acero al carbono. Por otro lado desde que no existe reaccin qumica entre el solvente y el soluto se necesita un menor consumo de energa para desorber los gases cidos.

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SELEXOL Este mtodo fue desarrollado por la Allied

Chemical Company, y su uso primario es para corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintticos. Se lo usa en muchas instalaciones para remocin en masa de CO2 y ahora ltimo para remocin simultnea del H2S. Es una mezcla de dimetil teres de glicoles de polietileno, generalmente desde el trimero hasta el hexmero. Es no txico, alto punto de ebullicin, puede usarse en equipos de acero al carbono, y es un excelente solvente para gases cidos, otros gases sulfurosos, hidrocarburos pesados y aromticos.

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Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSH del gas natural.

No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre pueden reducirse a 4 ppm o menos. Adems puede quitar agua de las corrientes de gas natural. Es decir, en un solo paso es posible acondicionar y deshidratar el gas a especificaciones de gasoducto.

Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol para remocin en masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % de CO2.

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PROCESOS CON SOLVENTES FISICOS El carbonato de propileno tiene muchas ventajas que lo hacen apropiado como solvente para gases cidos:

1. Bajo calor de solucin para el CO2

2. No es corrosivo hacia metales comunes

3. Baja presin de vapor a temperaturas de operacin

4. Baja viscosidad

5. Alto grado de solubilidad para CO2 y otros gases

6. Qumicamente no reactivo hacia todos los componentes del gas natural

7. Baja solubilidad para hidrocarburos livianos (C1, C2)

Esas caractersticas disminuyen los requerimientos de bombeo y de calor, disminuyen los problemas de corrosin y no hay grandes prdidas de solvente en la operacin ( menos de 1 lb /MMscf). Sin embargo el sistema requiere diseos especiales, como absorbedores ms grandes, y tasas de circulacin ms altas para obtener la calidad de las especificaciones de gasoducto, por lo que generalmente no es econmicamente tan aplicable.

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Los procesos de carbonato de potasio usan soluciones inorgnicas acuosas que contienen 25 a 35 % en peso de K2CO3. La absorcin es qumica, y no fsica. Los rasgos ms salientes de estos procesos son:

1. Las reacciones qumicas son especficas para el CO2 y el H2S y a la temperatura de contacto la solubilidad de los otros gases es despreciable.

2. Los calores de reaccin que absorben CO2 y H2S son alrededor de la mitad de lo que se necesita para alcanolaminas, reduciendo los requerimientos de calor comparativamente 0.6 a 0.8 lb de vapor por galn de solucin circulada.

3. La remocin completa del H2S requiere la presencia del CO2. El COS y el CS2 se sacan por hidrlisis pasndolos a H2S y CO2. Los mercaptanos son difciles para sacar

4. Las recuperaciones de gas cido de 4 a 8 scf/gal son alcanzables. No se puede obtener cargas ms altas porque la absorcin en este caso es qumica, lo cual es ms limitado.

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PROCESO CON SOLVENTES HIBRIDOS O

MIXTOS

Los procesos hbridos trabajan con combinaciones de solventes qumicos y fsicos,

presentan las caractersticas de ambos

procesos. La regeneracin se logra por

separacin en mltiples etapas y

fraccionamiento.

Dependiendo de la composicin del solvente, pueden remover CO2, H2S, COS, CS2, y

mercaptanos. La solubilidad de los

hidrocarburos de alto peso molecular se puede

mantener dentro de lmites razonables.

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PROCESOS DE CONVERSION DIRECTA

Los procesos de conversin directa se caracterizan por su selectividad hacia la remocin del sulfuro de hidrogeno (H2S).

El H2S es removido preferencialmente de la corriente de gas por una solucin alcalina que contiene transportadores de oxigeno que circula en el sistema. Los solventes pueden ser reducidos fcilmente por el H2S y rpidamente oxidados por el aire, para producir azufre elemental. La solucin se regenera por aire la cual tambin acta como un agente de flotacin para el azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el talon de aquiles de estos procesos, La recoleccin y remocin del azufre es difcil y el taponamiento de las lneas es la causa comn de paradas de planta. Estos procesos son particularmente atractivos en lugares donde se desea evitar el impacto ambiental del sulfuro de hidrogeno

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PROCESOS DE CONVERSION DIRECTA

El proceso Claus usado para tratar corrientes de gas que contienen altas concentraciones de H2S. La quimica de las unidades involucra oxidacin parcial del sulfuro de hidrogeno a dixido de azufre y azufre elemental.

En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando la corriente gaseosa acida en un horno de reaccin. Este SO2 es la carga para la siguiente etapa, la fase de reaccin cataltica. Puede haber mltiples etapas para lograr una mejor conversin del H2S, Luego de cada etapa, hay condensadores para separar y condensar los vapores de azufre de la corriente principal. Pueden lograrse eficiencias de conversin de 94 a 95 % con dos etapas y hasta un 97 % con tres etapas.

El gas efluente se quema o se enva a otra unidad de tratamiento para tratar el gas de cola, como se llama antes de ser expulsado a la atmosfera.

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DEFINICION DE GAS ACIDO

Un gas acido es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno H2S, dixido de carbono CO2 y otros componentes cidos COS (sulfuro de carbonilo), CS2 (disulfuro de carbono), RSH, (mercaptanos), etc. razn por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua.

Las normas CSA, especficamente la N 2148 para tuberas, define un gas acido como aquel que contiene mas de 1 grano de H2S/100 pies cbicos de gas, lo cual es igual a 16 ppm (1 gramo = 15.43 granos).

La definicin de gas acido aplica tambin al contenido de CO2 y es as 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.

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CONTENIDO DE GASES ACIDOS EN EL GAS

NATURAL

El contenido de gases cidos conjuntamente con la presin total del gas permite definir la presin parcial de los gases cidos, y este parmetro es bsico para establecer la conveniencia de considerar un proceso qumico, un proceso fsico, 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. Adems son compuestos inestables que reaccionan con algunos solventes que los descomponen.

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CONTENIDO DE GASES ACIDOS EN EL GAS

NATURAL

Los disulfuros, de formula general (RS2), entre los cuales el mas sencillo es el disulfuro de carbono (CS2), tambin son inestables, auque mas estables que los mercaptanos, adicionalmente, son corrosivos y txicos, El oxigeno (O2), el monxido de carbono (CO) y el mercurio (Hg.) son otras impurezas comunes en el gas natural. Este ultimo, particularmente daino en los intercambiadores de calor construidos con aluminio (cajas fras) que se utilizan en la tecnologa criognica

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FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA

SELECCIN DE UN PROCESO

La seleccin de un proceso de endulzamiento de gas as como la estimacin de los costos del gas natural inversin y operacin asociados, dependen de la informacin disponible sobre todos los componentes presentes en el gas por lo tanto es de gran importancia obtener anlisis de las corrientes a ser tratadas. Los parmetros bsicos a considerar para la seleccin de un proceso de endulzamiento son los siguientes: Regulaciones ambientales, impurezas en el gas de alimentacin, contenidos de gases cidos, tipos de contaminantes removidos, concentracin de los contaminantes y el grado de remocin requerido, la selectividad requerida presin total del gas y presin parcial de los componentes cidos, relacin costo de inversin- beneficios de los procesos seleccionados relacin H2S/CO2, temperatura, corrosin, materiales de construccin.

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IMPUREZAS EN EL GAS DE ALIMENTACION

Las impurezas que comnmente se localizan en

el gas natural son: Gases cidos como el CO2 y

el H2S, compuestos de azufre como: el COS

(sulfuro de carbonilo), el CS2 (disulfuro de

carbono), RSH (mercaptanos), compuestos

orgnicos gaseosos como el N2, HE, O2

compuestos inorgnicos slidos como le NaCl.

Hg. Parafinas, asfltenos e hidrocarburos

pesados. Los lquidos de hidrocarburos y el agua

en algunos casos suelen ser problemticos.

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CONTENIDO DE GASES ACIDOS Y PRESION

DEL GAS

El contenido de gases acidos

conjuntamente con la presin total del gas

permite definir la presin parcial de los

gases acidos, y este parmetro es basico

para establecer la conveniencia de

considerar un proceso qumico, un proceso

fsico, un proceso hibrido u otro proceso

como por ejemplo las membranas.

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ESPECIFICACIONES DEL GAS TRATADO

Hay algunas especificaciones donde se requiere mas cuidado con la extraccin del CO2 por ejemplo, en el uso de gas acido para propsitos de inyeccin (a 5000 Psia), debido a los efectos de la corrosin, se hace necesario cumplir con los requerimientos establecidos por los organismos de control internacional, como Asociacin Nacional de los organismos de corrosin de los Estados Unidos (NACE).

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MATERIALES DE CONSTRUCCION

En las plantas de endulzamiento se utiliza acero al carbono como material principal. Los recipientes y tuberas pueden tratarse trmicamente, con el fin de aliviar las tensiones producidas por los procesos de soldadura. Generalmente se utiliza un espesor adicional (tambin llamado corrosin permisible) desde 1/16 a 1/4.Cuando se conoce que la corrosin ser problemtica cuando se necesiten grandes cargas de solucin, pueden elegirse acero inoxidable (304, 316 y 410) en las siguientes partes:

Condensador del reflujo del regenerador, rehervidor del regenerador, tubos del intercambiador de calor para la solucin rica /solucin pobre, rea de burbujeo del contactor y/o en los platos del rehervidor. Tuberas que transportan solucin rica desde el intercambiador al regenerador. Los cinco platos del fondo del contactor y los cinco del tope del regenerador.

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SISTEMAS UTILIZADOS EN LA REMOCION

DE CO2

Solventes qumicos.- Las aminas se consideran como derivados del amoniaco y resultan de la sustitucin de los hidrgenos de la molcula por los radicales alquilo. Las aminas se clasifican de acuerdo con el nmero de tomos de hidrgeno del amoniaco que se sustituyen por grupos orgnicos, los que tienen un solo grupo se llaman aminas primarias, los que tienen dos se llaman aminas secundarias y los que tienen tres se llaman aminas terciarias.

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SOLVENTES QUIMICOS

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DE CO2

Monoetanol amina (MEA)Fue la primera amina usada para estos procesos, se la emplea a menudo cuando la presin parcial del gas cido es baja, es decir, para bajas presiones y/o bajas concentraciones del gas cido. La MEA es una amina primaria, la de peso molecular mas bajo, por consiguiente es la mas reactiva, corrosiva y voltil, se la usa en soluciones relativamente diluidas, tiene las perdidas por evaporacin mas altas, el porcentaje por peso de MEA en la solucin se limita entre un 10 % y 20 % por esa razn requiere mas calor para su regeneracin y tiene una recuperacin de hidrocarburos mas bajo.

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DE CO2

Dietanol amina (DEA).- La DEA es una amina secundaria, la cual se usa comnmente en un rango de concentracin entre 25 y 35% en peso. La carga de gas cido para la DEA se limita a 0.3 -0.4 moles/mol cuando se usan equipos de acero al carbn La DEA tiene calores de reaccin ms bajos y una menor afinidad con el H2S y el CO2 con respecto a la MEA, puede usarse en concentraciones ms altas con cargas ms grandes de gases cidos La mayor aplicacin de la DEA es el tratamiento de gases de refineras, en las cuales se consiguen compuestos sulfurosos que podran degradar la MEA (por ejemplo COS, CS2).

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DE CO2

Metildietanolamina (MDEA).- La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2; por lo cual, para removerlo, se requiere de un mayor nmero de etapas de equilibrio en la absorcin. Su mejor aplicacin es el de remover selectivamente el H2S sobre el CO2, cuando las corrientes de gas contienen ambos gases cido. La MDEA necesita menor cantidad de calor para regenerarse por que pueden usar concentraciones de 30-50% en peso y debido a que causa menores problemas de corrosin se pueden operar a cargas 06-08 mol/mol, tienen mas bajos calores de reaccin con H2S y CO2, y el calor especifico ms bajo.

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PLANTAS DE ENDULZAMIENTO CON

AMINAS

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

a)Absorcin de gases cidos

Es la parte del proceso donde se lleva a cabo la retencin del dixido de carbono de una porcin de la corriente de gas natural cido utilizando una solucin acuosa a baja temperatura y alta presin.

b)Regeneracin de la solucin absorbente

Es el complemento del proceso donde se lleva a cabo la desorcin de los compuestos cidos, diluidos en la solucin mediante la adicin de calor a baja presin, reutilizando la solucin en el mismo proceso.

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PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE

AMINA

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PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA

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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE

AMINA

Depurador de entrada .- Es un recipiente colocado a la entrada del sistema de amina, es el encargado de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como los hidrocarburos lquidos, agua, partculas slidas y los compuestos qumicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos.

Depurador de salida.-Es un recipiente colocado a la salida del sistema de amina, la solucin de amina arrastrada de la torre contactora es atrapada en el depurador de salida, la malla demister minimiza el arrastre de amina en el gas tratado. El lquido retenido es colectado en el fondo del separador y enviado a la cmara de flasheo de amina rica por el controlador de nivel

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AMINA

Torre de contacto.- El gas cido que sale del depurador entra al absorbedor por el fondo de la torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto directo con la solucin de amina regenerada (amina pobre) que ingresa al plato superior del contactor y fluye hacia abajo. En este contacto, el gas cido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solucin. El gas tratado que sale por el tope, sale con muy poca cantidad de componentes cidos para poder entrar al depurador de salida del sistema de amina. La solucin que sale por el fondo de la absorbedora es la llamada solucin rica (amina rica en gases cidos) que va a un tanque de flasheo.

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TORRE DE CONTACTO

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Flujo de Gas/Lquidos a Alta Presin

GAS ENTRANTE

DESPERDICIO

AMINA ENTRANTE

GAS SALIENDO

SEPARADOR DE

GAS DULCE SEPARADOR DE

GAS AMARGO FILTRO/SEPARADOR

AMINA

AMINA DESPERDICIO

CONTACTORA

Intercambiador de

Gas Entrante/Salida

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AMINA

Intercambiador de calor.- La funcin de un intercambiador de calor de placas fijas es recuperar una parte del calor contenido en la solucin regenerada caliente que sale de la torre regeneradora y transferirlo a la solucin de amina rica.

Un problema comun es la corrosin/erosin, es causado por la liberacin de gases cidos a la salida de la amina rica.

El potencial de corrosin se aumenta cuando la carga de los gases cidos se aumenta por una reducin en el flujo de amina o en la concentracin de amina.

Es importante mantener suficiente flujo de amina y presin para mantener un fase en el flujo.

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INTERCAMBIADOR DE AMINA

POBRE/RICA

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AMINA

Tanque de flasheo .- Es utilizado para flashear hidrocarburos que estn disueltos en la solucin de amina. Los hidrocarburos producidos se usan como combustible o se manda a quemar.

El gas de flash contiene un alto porcentaje de CO2 al separarse de la solucin de aminas (ms del 20% molar). Esto lo convierte en un gas de poder calorfico pobre y con fuerte carcter corrosivo, potenciado por el hecho de que se encuentra saturado de agua al haberse separado de una solucin acuosa. Normalmente opera a 5.3 kg/cm2

(75 psig) o menos cuando la presin de la contactora es ariba de 35.2 kg/cm2 (500 psig)

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AMINA

Torre regeneradora y Reboiler

La funcin de la torre regeneradora y el rehervidor es remover el gas cido contenido en la solucin

rica de amina mediante el suministro de suficiente

calor a la solucin para invertir el sentido de la

reaccin cido-base que ocurri en la torre

absorbedora. Esto se logra tratando la amina con el

vapor producido en el rehervidor. Alrededor del 90

al 95 % del gas cido se elimina de la solucin de

aminas en la torre regeneradora. El otro 5 a 10 %

se elimina en el rehervidor.

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AMINA

Acumulador de reflujo El acumulador de reflujo es, en esencia, un separador gas-lquido, Los vapores que salen por el tope de la torre regeneradora son una mezcla de vapor de agua y gas cido. Al pasar por los condensadores sale el vapor como (una mezcla de agua y gases cidos) y entran al acumulador de reflujo. Los gases que han sido removidos de la torre regeneradora salen por el tope del acumulador de reflujo por medio de una vlvula de control de presin y son enviados a la atmsfera.

El agua y la posible amina que caen al acumulador es bombeada por las bombas de recirculacin como reflujo, hacia el tope de la torre de regeneracin.

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TORRE REGENERADORA Y REBOILER

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AMINA

Filtros de slidos son usados antes de los filtros de carbn activado sirven para remover partculas (tierra, productos de corrosin, sulfato de hierro, etc.) que puede causar exhumacin, corrosin, y gas dulce fuera de especificacin.

Filtros de carbn activado Su funcin, es la purificacin o limpieza de la solucin de amina empleada en el proceso de endulzamiento del gas natural.

Esta limpieza consiste en remover, por adsorcin, los contaminantes orgnicos, residuos de hidrocarburos, color, y productos de la degradacin de la amina, que se van formando en la solucin de amina, al tratar con sta el gas natural.

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FILTROS DE SLIDOS Y CARBON

ACTIVADO

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FILTRO DE CARBON ACTIVADO

SALIDA DE GASES

ENTRADA

DE AMINA

SALIDA

DE AMINA

PDI

#5 FILTRAN SUPPORT MEDIA

CARBON ACTIVADO

#4 FILTRAN SUPPORT MEDIA

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AMINA

Enfriadores de soluciones pobre y rica.- La funcin del enfriador es enfriar la amina pobre del

intercambiador de calor a travs de las persianas

controladas automticamente por un lazo de

control de temperatura que controlan que la

temperatura de la amina pobre sea ligeramente

mayor que la temperatura del gas de entrada en el

contactor. El condensador de cabeza es un

intercambiador de calor enfriado por aire. El vapor

de cabeza esta constituido principalmente por

vapor de agua, CO2 y pequeas cantidades de

hidrocarburos y otros componentes.

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ENFRIADOR DE AMINA POBRE

AMINA POBRE

AMINA POBRE

VAPOR DE LA

REGENERADORA

ACUMULADOR DE

REFLUJO

BOMBA BOOSTER TEMPERATURE CONTROLLED

LOUVERS

BOMBA DE AMINA

TC TC

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CONDICIONES OPERATIVAS DE UNA

PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA

Condicin ideal La operacin ideal de una planta de

endulzamiento ocurre cuando se dan cuatro sucesos:

La carga de gases cidos en el flujo de salida es ligeramente menor del lmite permitido. (El gas dulce esta dentro de especificaciones).

Las perdidas de amina son aceptables. La corrosin esta dentro de los limites

tolerables.

La demanda de calor del reherbidor esta a un mnimo, para ahorrar combustible.

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CONTROL OPERACIONAL

a) Control de gas cido a la salida de la planta

b) Control de la concentracin de la solucin

c) Control de suministro de calor en el rehervidor

d) Otros controles de la operacin

Caudal de circulacin de amina

La temperatura de la solucin de amina pobre

que entra a la torre contactora, debe estar 10F

por encima de la temperatura del gas cido que

entra a la torre contactora, si se baja por debajo

de esta temperatura se corre el riesgo que los

hidrocarburos pesados se condensen y esto

tiende a formar espuma en el absorbedor, con lo

cual el sistema se vuelve inestable.

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Regeneradora

El punto de ebullicin de la solucin depende solamente de la composicin de la amina, la concentracin de amina y la presin que se mantiene en la regeneradora.

Un incremento de presin a una temperatura constante resulta en temperaturas mas altas pero produce menos vapor por el incremento de la demanda de calor sensible.

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Para regenerar la amina

Hacer reversible la reaccin H2S/CO2

Calor de reaccin

Calor latente de la solucin

Calor para generar vapor de agua que suba por la regeneradora que se expresa

en moles de H2O / moles de GA en el

domo

Relacin de REFLUJO

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Regeneradora

61

Regenerador

Para optimizar el uso de energticos Manteniendo las especificaciones del gas dulce, el flujo de aceite trmico al reherbidor debe ser controlado por la temperatura en la parte superior de la regeneradora

La temperatura del regenerador no esta afectado por el volumen de vapor generado.

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Control de la torre regeneradora

Cargas de H2S/CO2 en amina pobre

Tipo de amina empleada

Flujo de aceite al rehervidor

Relacin de reflujo

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Relacin de Reflujo

Hay tres maneras de determinar la relacin de

Reflujo

Por la temperatura y presin de la parte superior de la regeneradora.

Flujo de agua de reflujo a la regeneradora agua de adicin + agua perdida con los gases cidos.

Demanda del calor de la reherbidora - el calor sensible de la amina - el clor de reaccin de la

amina

64

Relacion de Reflujo

65

Perfil de Temperatura Torre Absorbedora

Plato 10 12 14 16

MAX Limite Operativo 82.1 83.8 87.9 89.7

MIN Limite Operativo 70.1 72.2 79.4 84.2

Performance Test @3.3 MMM3D 73.5 75.7 82.7 86.7

Perfil Actual 74.43 76.10 81.73 85.81

FASE II -Perfil Optimo de Temperatura T-2501

GAS/SPEC CS-2000

74.43

76.10

81.73

85.81

8

9

10

11

12

13

14

15

16

1766.0 71.0 76.0 81.0 86.0 91.0

Temperatura C

Plato

Absorbe

dor

MAX Limite OperativoMIN Limite OperativoPerformance Test @3.3 MMM3DPerfil Actual

66

Reflujo

La funcin del condensador de gases cidos es para condensar y enfriar el agua de vapor a liquido.

Los gases cidos y la agua se separan el en tanque de reflujo.

El agua regresa a la parte superior de la regeneradora como reflujo.

La razn del reflujo es para minimizar la concentracin de amina el la parte superior de la regeneradora.

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Variables a controlar

Cargas de gas cido en amina rica

Flujo de amina

Relacin L/V

Temperatura de amina pobre

Cargas de gas cido en amina pobre

Relacin de reflujo

Tipo de solvente

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PERDIDAS DE AMINA

Degradacin de la solucin Formacin de espuma. Impurezas y contaminantes Fugas de los grifos de purga, sellos de bomba,

bridas, etc.

Enjuague incompleto o inapropiado de los filtros durante cambios.

Derrame de amina dentro de lneas de drenaje subterrneas o derrames en el sumidero de amina.

Destilar amina en lugar de hidrocarburos en el acumulador de reflujo, tanque de destilacin, etc.

Flujo inverso de amina por medio de las lneas de ingreso de gas de los absorbedores hasta los separadores de ingreso

Vaporizacin

69

Definicin de Espuma

La espuma se origina por cambios en las propiedades superficiales. Cuando la tensin

superficial es lo suficientemente pequea, la

solucin puede crear una capa elstica muy

delgada que puede encapsular una burbuja de

gas y formar pequeas gotitas de lquido. Los

contaminantes qumicos mencionados tienden a

bajar esa tensin superficial que hace crecer la

tendencia a la formacin de espuma.

70

Causas de Espumacin

Hidrocarburos + cidos orgnicos: Jabones de amina

Aceites y solventes para soldar.

Slidos suspendidos (Sulfuro de hierro, finos de carbn, partculas de xido de hierro)

Productos de degradacin de Amina y sales termo-estables

Agua de adicin (Contaminada)

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Anti-espumante

Tipos de Antiespumantes

Polyglicol (100 ppmw) - Recommendado Silicon (25 ppmw) - Puede salir de solucin y lo

remueve los filtros

Sobre adicin de antiespumante puede causar espumamiento

Puntos de adicin Antes de cada Torre (Contactora y Regeneradora), Despus del Filtro de Carbn

Si el espumamiento ocurre el la regeneradora Purgan el Reflujo

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Recomendaciones para minimizar la formacin de

espuma

Mantener la temperatura de la amina pobre por lo menos 10 grados F por encima de la temperatura del gas de entrada para minimizar la condensacin de hidrocarburos.

Adecuar la separacin del gas de entrada para minimizar los hidrocarburos lquidos, sulfuros de hierro, partculas suspendidas y el tratamiento qumico de los pozos.

Tener una apropiada limpieza previa a la puesta en marcha.

Minimizar la degradacin de la amina protegindola de altas temperaturas, aire y contaminantes.

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Recomendaciones para minimizar la formacin de

espuma

Adecuar la filtracin mecnica y de carbn. Verificacin de formacin de espumas con el agua tratada. El uso temporal de antiespumantes, tanto siliconas, poli

glicoles o alcoholes de alto peso molecular. Los antiespumantes en muchos casos debern ser considerados un tratamiento temporal hasta que la causa raz sea identificada y corregida.

Evitar contaminacin de la solucin de amina ejerciendo un estricto control sobre los productos qumicos que se usan en Planta, tales como inhibidores de corrosin, Rompedores de espuma, inclusive la misma amina pura. Es recomendable que el producto sea verificado mediante anlisis fsico (color, olor, PH), estado del tambor, hoja tcnica, fecha de elaboracin, de modo de asegurarse que es el apropiado, antes de ser agregado a la Planta. Es recomendable tener muestras patrn de los productos que se usan en Planta con fines de comparacin cuando alguna anormalidad en planta sea detectada.

4_remocion de co2 2013

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