sanchez ronnar jesus - copia
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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERA DIVISIN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERA DE GAS
DISEO DE UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL CON AMINA IMPEDIDA ESTRICAMENTE
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al Grado Acadmico de
MAGSTER SCIENTIARUM EN INGENIERA DE GAS
Autor: RONNAR JESS SNCHEZ
Tutor: Jorge Segundo Barrientos
Maracaibo, Abril de 2008
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iv
Snchez, Ronnar Jess. Diseo de un Proceso de Endulzamiento de Gas Natural con Amina Impedida Estricamente. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo Repblica Bolivariana de Venezuela. 103p. Tutor: Prof. Barrientos, Jorge Segundo.
RESUMEN El propsito fundamental de este trabajo de grado, es establecer un procedimiento analtico que permita de manera rpida, sencilla y confiable el diseo de un proceso en el cual se lleve a cabo la absorcin de gases cidos contenidos en el gas natural, utilizando para ello una amina impedida estricamente. Adems de, predecir el comportamiento general de los equipos y de las variables fundamentales de operacin, tales como: presin, temperatura, composicin y tasas de circulacin en cada punto del proceso. Estudios recientes han demostrados que las aminas impedidas estricamente ofrecen mayor capacidad de absorcin y menor tasa de circulacin que las aminas convencionales. El proceso de endulzamiento a disear, se har con el fin de absorber el dixido de carbono y sulfuro de hidrogeno, CO2 y H2S, utilizando la Isobutanolamina (AMP). Los clculos para obtener el comportamiento de parmetros de acuerdo al cambio de variables, el diseo de equipos, adems de, el procedimiento analtico se realizaran en una Hoja de Clculo Microsoft Excel. Las ecuaciones utilizadas sern presentadas en el Apndice B, por lo que en el desarrollo de los clculos solo se har referencia a las mismas. La variable principal fue la cantidad molar prctica de amina requerida para absorber 1 mol de gas cido. La concentracin de amina se fij en 50%, ya que esta concentracin se dispone la informacin de la AMP; la cantidad molar remanente de CO2 es 0,1 y de H2S se fij en 0,005. Se consider una relacin amina:gas cido de 1,75:1. La ventaja de mayor importancia es que la cantidad de amina impedida requerida para absorber 1 mol de gas cido es menor que la de aminas convencionales, y la tasa que se requiere es menor reduciendo considerablemente los costos del proceso tanto en energa como en equipos y en amina. Palabras Claves: Gases cidos, Endulzamiento del gas natural, Amina impedida estricamente,
Isobutanolamina. E-mail del autor: sanchezr_4@universia.edu.ve; sanchezr_4@yahoo.es
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v
Snchez, Ronnar Jess. Diseo de un Proceso de Endulzamiento de Gas Natural con Amina Impedida Estricamente. (2008) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de Ingeniera. Divisin de Postgrado. Maracaibo Repblica Bolivariana de Venezuela. 103p. Tutor: Prof. Barrientos, Jorge Segundo.
ABSTRACT The fundamental objective of this master thesis is to establish an analytical procedure that allows in a rapid, simple and reliable way the design of a process in which there is carried out the absorption of acid gases contained in the natural gas, using for it a sterically hindered amine. Besides, predicting the general behavior of the equipments and of the fundamental variables of operation, such as: pressure, temperature, composition and circulation rates in every point of the process. Recent studies have demonstrated that the sterically hindered amine offer better capacity of absorption and lower circulation rate than the conventional amines. The process of sweetening to designing will be done by the intention of absorbing the carbon dioxide and sulphur of hydrogen, CO2 and H2S, using the Isobutanolamine (AMP). The calculations to obtain the behavior of parameters of agreement at the change of variables, the design of equipments, and the analytical procedure, were carrying out in a Spreadsheet Microsoft Excel. The used equations will be presented in the Appendix B, for what in the development of the calculations alone one will refer to the same ones. The principal variable was the practical molar quantity of amine needed to absorb 1 mol of acid gas. The concentration of amine was fixed in 50%, since this concentration arranges the information of the AMP; the remaining molar quantity of CO2 is 0,1 and of the H2S was fixed in 0,005. Was considered a relation amine:acid gas of 1,75:1. The more important advantage is that the quantity of hindered amine needed to absorb 1 mol of acid gas is lower than in the case of amines conventional, and the circulation rate needed is lower too, reducing considerably the costs of the process both in energy and in equipments and in amine. Key Words: Acid gases, Natural gas sweetening, Sterically hindered amine, Isobutanolamine. Authors e-mail: sanchezr_4@universia.edu.ve; sanchezr_4@yahoo.es
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vi
A DIOS Todopoderoso, Santa Maria Virgen y a mi Seor Jesucristo.
A Lino de las Mercedes Valles. A mam, Maria Auxiliadora Andrade. A la memoria de pap, Jos Antonio Gonzlez.
A mis hijos Ronnervis Jess, Ronnar Alexander y Renner David. A todas aquellas personas que de alguna u otra manera colaboraron en la realizacin de este trabajo.
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vii
AGRADECIMIENTO
Agradezco de todo corazn a Dos Todopoderoso, Santa Maria
Virgen y a mi Seor Jesucristo.
Tambin, en estas lneas quiero plasmar mi ms sincero
agradecimiento a la Universidad del Zulia y en especial a la
Divisin de Postgrado de la Facultad de Ingeniera.
Agradezco infinitamente a Mara Andrade y Gustavo Nez por
todo su apoyo.
Muchas gracias a los Profesores: Jorge Barrientos, Carlos
Alciaturi, Edinsn Alcntara, Jorge Snchez, Ignacio Romero y
Orlando Zambrano.
Mil gracias a todos, ya que, de una u otra manera aportaron un
granito de arena para elaboracin de este trabajo de grado.
A todos muchas gracias
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viii
TABLA DE CONTENIDO
Pgina
RESUMEN. . . . . . . . . . . iv
ABSTRACT. . . . . . . . . . . v
DEDICATORIA. . . . . . . . . . vi
AGRADECIMIENTOS. . . . . . . . . vii
TABLA DE CONTENIDO. . . . . . . . . viii
LISTA DE TABLAS. . . . . . . . . . x
LISTA DE FIGURAS. . . . . . . . . xi
NOMENCLATURA. . . . . . . . . . xii
INTRODUCCIN. . . . . . . . . . 16
CAPTULO
I EL PROBLEMA. . . . . . . . 17
I.1. Antecedentes de estudios relacionados. . . . 17 I.2. Planteamiento del Problema. . . . . . 18 I.3. Justificacin. . . . . . . . 18 I.4. Objetivos. . . . . . . . 19 I.5. Alcance. . . . . . . . 19
II BASES TERICAS. . . . . . . . 20
II.1. Conceptos bsicos. . . . . . . 20 II.2. Endulzamiento del gas natural. . . . . 22
III DISEO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO. . . 46
III.1. Diseo de un proceso de endulzamiento de gas natural con Isobutanolamina (AMP). . . . . . 47
III.2. Economa y costo de capital del proceso de endulzamiento de gas natural con amina impedida estricamente. . . 77
IV ANLISIS DE RESULTADOS. . . . . . 79
IV.1. Parmetros de diseo. . . . . . 79 IV.2. Procedimiento analtico. . . . . . 80 IV.3. Comportamiento de variables y anlisis de parmetros del
proceso. . . . . . . . 84
CONCLUSIONES. . . . . . . . . . 93
RECOMENDACIONES. . . . . . . . . 94
REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS. . . . . . . 95
APNDICES
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ix
A Consideraciones de Diseo. . . . . . . 98 B Ecuaciones utilizadas en el Capitulo III. . . . 100
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x
LISTA DE TABLAS
Tabla Pgina
1. Formula molecular de algunas aminas primarias, secundarias y terciarias. . 21
2. Caractersticas de las etanolaminas. . . . . . 26
3. Aminas impedidas estricamente. . . . . . . 28
4. Aminas que inhiben la formacin de carbonatos. . . . . 28
5. Derivacin de la AMP. . . . . . . . . 31
6. Caractersticas y propiedades de la AMP. . . . . . 32
7. Composicin del gas agrio que entra al absorbedor. . . . . 47
8. Caractersticas del gas agrio que entra al absorbedor. . . . . 48
9. Composicin del gas dulce que sale del absorbedor. . . . . 50
10. Composicin de la amina pobre que entra al absorbedor. . . . 53
11. Composicin de la amina rica que sale del absorbedor y va al regenerador. . 54
12. Calor especifico molar de la corriente de gas agrio a la temperatura de entrada,
salida y promedio del absorbedor. . . . . . . 55
13. Calor especfico de la corriente de amina a la temperatura de entrada y salida
del absorbedor. . . . . . . . . . 58
14. Calor especfico de la corriente de amina rica a la temperatura de entrada y
salida del intercambiador de amina. . . . . . . 59
15. Calor especfico de la corriente de amina a la temperatura de entrada y de
fondo del regenerador. . . . . . . . . 61
16. Composicin del gas de cola que sale del regenerador. . . . 62
17. Composicin del gas de cola que sale del acumulador de reflujo. . . 63
18. Composicin del lquido que sale del acumulador de reflujo. . . . 63
19. Calor especfico de la corriente de gas de cola del regenerador a la temperatura
promedio del condensador. . . . . . . . 66
20. Calor especfico de la corriente de amina pobre a la temperatura de entrada y
salida del enfriador. . . . . . . . . 68
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xi
LISTA DE FIGURAS
Figura Pgina
1. Sistema tpico para endulzamiento de gas natural con amina. . . . 34
2. Tanque de venteo e Intercambiador de amina. . . . . . 37
3. Rehervidor usando fuego indirecto como fuente de calor. . . . 39
4. Rehervidor usando vapor como fuente de calor. . . . . 40
5. Tanque de abastecimiento y Bomba de amina. . . . . . 41
6. Tipos de filtros. . . . . . . . . . 42
7. Recuperador usando vapor como fuente de calor. . . . . 44
8. Recuperador usando fuego indirecto como fuente de calor. . . . 44
9. Absorbedor del proceso de endulzamiento de gas natural con amina impedida
estricamente, con extractor de niebla. . . . . . . 75
10. Absorbedor del proceso de endulzamiento de gas natural con amina impedida
estricamente, sin extractor de niebla. . . . . . . 76
11. Regenerador del proceso de endulzamiento de gas natural con amina impedida
estricamente. . . . . . . . . . 77
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xii
NOMENCLATURA A rea B Factor de correccin de Barton BHP Potencia al freno de la bomba C Factor de correccin de Barton C.N. Condiciones normales (T = 60 oF y P =14.696 lpca) C.O. Condiciones operacionales Cp Calor especfico a presin constante C1 Metano C2 Etano C3 Propano iC4 Iso-butano nC4 n-butano iC5 Iso-pentano nC5 n-pentano C6 Hexano D Dimetro del recipiente Ea Eficiencia de absorcin Ec(s). Ecuacin(es) Es Eficiencia de despojamiento F Factor de correccin de la Tlog FAP Factor de absorcin promedio Fig(s). Figura(s) gpm Galones por minuto h Altura del recipiente H Constante de Henry Hv Entalpia del vapor Hl Entalpia del lquido H Carga o cabezal de la bomba HPH Potencia hidrulica de la bomba HCs Hidrocarburos Hr Calor de reaccin K Constante de equilibrio K Factor de correccin de la velocidad de partcula L Longitud del recipiente m Flujo msico M Peso molecular MMpcd Millones de pies cbicos por da MMpcnd Millones de pies cbicos normales por da n Flujo molar ntericos Nmero de platos tericos nreales Nmero de platos reales N2 Nitrgeno No. Nmero q Flujo volumtrico Q Cantidad de calor cedido o transferido Qr Cantidad de calor de reaccin total
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xiii
Qt Cantidad de calor remante en la amina P Presin Pc Presin crtica sPc Presin seudocrtica sPr Presin seudoreducida Pr Presin de roco Pp Presin parcial P Diferencial de presin R Relacin de reflujo ST Factor de despojamiento T Temperatura Tc Temperatura crtica Tb Temperatura de burbujeo sTc Temperatura seudocrtica sTr Temperatura seudoreducida Tr Temperatura de roco T Diferencial de temperatura Tlog Diferencial de temperatura media logartmica Tm Diferencial de temperatura media logartmica corregida U Coeficiente de transferencia de calor USD United State Dollars (Dolares americanos) Vn Volumen molar x Fraccin molar de lquido X Porcentaje molar de lquido y Fraccin molar de gas Y Porcentaje molar de gas Z Factor de compresibilidad del gas Smbolos Densidad Gravedad especfica factor de ajuste de la temperatura seudocrtica por acidez pb Eficiencia de platos de burbuja pv Eficiencia de platos de vlvula Velocidad Subndices abs Absorbedor/Absorcin abs-AMP Absorbido por la amina AMP acum Acumulador acum-ref Acumulador de reflujo AMP-ac Amina AMP acuosa AMP-ent Amina AMP en la entrada AMP-pobre Amina AMP pobre AMP-rica Amina AMP rica AMP-reg Amina AMP en el regenerador B-ref Bomba de reflujo
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xiv
B-AMP Bomba de amina AMP cond Condensador corr Corregido corr-p Correccin por presin CO2-AMP Dixido de carbono en la amina AMP CO2-sal Dixido de carbono en la salida desabs Desabsorcin elv-reg Elevacin en el regenerador enf Enfriador ent Entrada ent-acum Entrada al acumulador ent-cond Entrada al condensador ent-abs Entrada al absorbedor ent-reg Entrada al regenerador ent-reh Entrada al rehervidor ent-int Entrada al intercambiador g Gas g-ent Gas de entrada g-mx Gas mximo g-mn Gas mnimo g-sal Gas de salida gt Gas total ga = GA Gas cido ga-ent Gas cido en la entrada ga-H2O Gas cido ms agua ga-sal Gas cido en la salida gc Gas de cola gc-acum Gas de cola del acumulador gc-reg Gas de cola del regenerador gc-cond Gas de cola del condensador H2S-AMP Sulfuro de hidrogeno en la amina AMP H2S-ent Sulfuro de hidrogeno en la entrada i Componente i int Intercambiador l Lquido mx Mximo mn Mnimo per-acum Prdidas en el acumulador prom Promedio prom-abs Promedio en el absorbedor ref Reflujo ref-acum Reflujo del acumulador reg Regenerador reg-reh Regenerador y rehervidor reh Rehervidor rem Removido sal Salida sal-acum Salida del acumulador sal-cond Salida del condensador
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xv
sal-abs Salida del absorbedor sal-reg Salida del regenerador sal-reh Salida del rehervidor sal-int Salida del intercambiador sep Separador sep-ent Separador de entrada sol-ac Solucin acuosa t = T Total tope-reg Tope del regenerador vap-H2O Vapor de agua
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INTRODUCCIN
El gas natural es un recurso no renovable, que debido a sus caractersticas combustibles se le
ha dado una amplia gama de aplicaciones que van desde el uso domstico hasta las diversas
ramas industriales. Para que este combustible pueda ser utilizado es conveniente que pase por un
proceso de purificacin, que es denominado endulzamiento ya que el gas tal como es extrado de
los yacimientos, contiene algunos compuestos indeseables o impurezas como el dixido de
carbono (CO2), sulfuro de hidrogeno (H2S) y agua (H2O), los que ocasionan contaminacin,
corrosin y restan poder calorfico al gas.
El CO2 y el H2S se conocen como gases cidos, porque en presencia de agua forman cidos, y
un gas natural que posea estos contaminantes es conocido como gas agrio. El endulzamiento del
gas se hace con el fin de remover los gases cidos del gas natural. Como se sabe el CO2 y el H2S
son gases que pueden estar presentes en el gas natural y pueden en algunos casos, especialmente
el H2S, ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas; por esto hay que removerlos
para llevar el contenido de estos gases cidos a los niveles exigidos por los consumidores del gas.
El empleo de las aminas para remover CO2 y H2S y sus especies, aparece en la industria del
gas casi simultneamente al uso de glicoles para deshidratar el gas. Los procesos con aminas son
aplicables cuando los gases cidos tienen baja presin parcial y se requieren bajas
concentraciones del gas cido en el gas de salida (gas dulce).
Como en todos los procesos que abarca la industria qumica y petroqumica, la necesidad de
reducir en las plantas los costos operativos y aumentar la produccin dentro de los estndares de
calidad que rigen el mercado, han llevado al desarrollo de nuevos procesos. El aumento en la
demanda de gas natural obliga a mejorar los procesos de endulzamiento, con el incremento de la
produccin de gas dulce y la disminucin de los costos de operacin. Estudios realizados en esta
rea se encaminan a la reduccin de la tasa de circulacin de amina y aumentar su capacidad de
absorcin de gases cidos, mediante la manipulacin las estructuras moleculares de las aminas,
como es el caso de las aminas impedidas estricamente, obtenindose excelentes resultados en el
aumento de la capacidad de absorcin, aumento de la concentracin de la solucin de amina,
reduccin considerable de la tasa de circulacin, y por ende el ahorro de costos y el aumento de la
calidad de endulzamiento.
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CAPITULO I
EL PROBLEMA
Este capitulo abarca el problema planteado, lo cual incluye: antecedentes, planteamiento,
justificacin, objetivo general, objetivos especficos y alcance.
I.1. Antecedentes de estudios relacionados
Este trabajo tiene sus bases tericas fundamentadas en aplicacin de las aminas impedidas
estricamente como medio absorbente de gases cidos de corrientes de gases. Este tipo de aminas
(no convencionales) fueron descubiertas por la EXXON Research and Engineering Company.
Linden y Savage (1978) presentaron una patente sobre: Proceso de remocin de gases cidos
con aminas impedidas y amino-cidos. Unos meses despus, Linden y Corona del Mar (1978)
presentaron una patente sobre: Proceso de remocin de dixido de carbono de una mezcla de
gases usando una sal activada bsica con una amina impedida.
De la investigacin realizada por Linden y Savage (1983) sobre las aminas impedidas
estricamente, fue publicado el artculo titulado: Aminas impedidas estricamente para remover
CO2 de gases. En 1987, Linden y col., publicaron un artculo sobre una investigacin realizada
acerca de estas aminas impedidas y cuyo trabajo fue titulado: Aminas impedidas estricamente
para la absorcin de gases cidos.
El seor Guido Sartori Linden ha sido una parte fundamental en el desarrollo de aminas
impedidas estricamente como absorbentes qumicos por parte de la EXXON, los cuales estn
basados bajo la tecnologa FLEXSORB.
Goldstein y col., (1984) realizaron una investigacin acerca del mejoramiento de las aminas
impedidas y presentaron un artculo titulado: Produccin mejorada de aminas impedidas para el
tratamiento de gas. En este estudio, la EXXON Research and Engineering Company presenta
las ventajas que ofrece el uso de las aminas impedidas estricamente sobre las aminas
convencionales.
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I.2. Planteamiento del problema
El endulzamiento es una de las fases del tratamiento del gas natural en la cual son removidos
los gases cidos, Sulfuro de hidrogeno (H2S) y Dixido de carbono (CO2), con el objeto de
acondicionarlo para su uso bien sea domestico, industrial y/o la industria petrolera nacional.
Uno de los procesos ms utilizados para efectuar la remocin de gases cidos en el gas
natural, es la absorcin con solventes qumicos entre ellos las aminas convencionales y ahora ms
recientes se tienen las aminas impedidas estricamente.
En la actualidad, la mayora de los procesos a nivel industrial se encuentran automatizados,
guiados por programas computarizados que permiten establecer relaciones entre las variables
involucradas, resultando en una mayor confiabilidad del sistema en general.
Debido a la dificultad para conseguir en el mercado un programa computarizado que permita
predecir el comportamiento de las variables fundamentales de operacin, tales como: presin,
temperatura, composicin y tasas de circulacin en una planta de endulzamiento de gas natural
con amina impedida estricamente; es necesario realizar un estudio y establecer un procedimiento
analtico que permita la realizacin y ejecucin de dicho programa.
I.3. Justificacin
Estudios previos, Linden y col., (1987) han demostrado que los procesos de absorcin que
emplean aminas impedidas estricamente, comparados con aquellos que emplean aminas
convencionales, permiten remover hasta un 125% ms del gas cido CO2 a media tasa de flujo.
Por otro lado, Gattuso (2007) determin que dichos procesos solo utilizan un 50% del vapor
que requieren los sistemas de amina convencional primaria o secundaria, recordando que el 80%
de la energa usada en procesos de captura de gases cidos es debido a los requerimientos de
vapor.
Mediante el diseo de un proceso de endulzamiento de gas natural con amina impedida
estricamente, se podr establecer un procedimiento analtico, el cual permitir obtener la
prediccin del comportamiento de las variables operacionales que luego podrn ser validadas con
los parmetros preestablecidos para el funcionamiento de dicha planta. Adems, el diseo tendr
fines acadmicos siendo de gran utilidad en la asignatura Tratamiento del Gas Natural,
facilitando el estudio de los procesos de endulzamiento de gas natural que utilizan aminas y
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19
permitir la evaluacin del comportamiento general de equipos y variables operacionales en cada
punto del proceso.
El procedimiento analtico ser una gran herramienta que ayudar a obtener una mayor
efectividad en el anlisis de parmetros operacionales, debido a su versatilidad y rapidez en la
entrega de resultados detallados en los diferentes equipos que estarn involucrados en el proceso.
I.4. Objetivos
I.4.1. Objetivo general
Disear un proceso de endulzamiento de gas natural que permita conocer el comportamiento
de las variables operacionales utilizando una amina impedida estricamente.
I.4.2. Objetivos especficos
a. Establecer un procedimiento analtico para el diseo de un proceso de endulzamiento de
gas natural con amina impedida estricamente.
b. Determinar el comportamiento de las variables que estn presentes en un proceso de
endulzamiento con amina impedida estricamente.
c. Efectuar un anlisis que permita inferir posibles cambios en algunos parmetros
involucrados para optimizar el rendimiento del proceso.
I.5. Alcance
Este trabajo parte desde el punto de vista exploratorio, ya que actualmente se tiene un
conocimiento general del funcionamiento u operacin del proceso de endulzamiento de gas
natural con aminas, el cual se dispone en la informacin bibliogrfica, cuyo fin es adaptar
algunos conceptos al contexto de este trabajo. Luego se conduce por una fase descriptiva
mediante un anlisis detallado del comportamiento de las variables operacionales en la entrada y
salida de cada uno de los equipos que conforman el proceso, y por ultimo se convertir en un
estudio correlacionar para establecer relaciones entre las diferentes variables operacionales del
sistema en general.
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CAPITULO II
BASES TERICAS
El haber realizado una revision y anlisis exhaustivo del material bibliogrfico disponible, ha
permitido seleccionar aquellas referencias que aportan un gran valor agregado y ofrecen al lector
una buena base terica para un mejor entendimiento y mayor comprensin de este trabajo de
grado. En este primer capitulo se dan algunos conceptos bsicos; se describe brevemente lo que
es un proceso de endulzamiento de gas natural, el proceso de endulzamiento con amina y equipos
que lo integran.
II.1. Conceptos bsicos
II.1.1. Gas natural
Segn la GPSA (2004), el gas natural es una mezcla de hidrocarburos ligeros compuesto
principalmente de metano, etano, propano, butanos y pentanos.
Otros componentes tales como el CO2, el helio (He), el H2S y el nitrgeno (N2) se encuentran
tambin en el gas natural. La composicin del gas natural nunca es constante, sin embargo, se
puede decir que su componente principal es el metano (CH4), como mnimo 80%.
II.1.2. Gases cidos
Los gases cidos (GPSA, 2004), son impurezas en una corriente de gas natural tales como
CO2, H2S, sulfuro de carbonilo (COS), mercaptanos (RSH) y dixido de azufre (SO2); siendo los
ms comunes el CO2, H2S y COS. El gas natural que contiene estos gases cidos, es conocido
como gas agrio; el que no las tiene o si las tiene pero en mnimas concentraciones, es conocido
como gas dulce.
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21
II.1.3. Endulzamiento del gas natural
Se llama as al proceso mediante el cual es sometido el gas natural para removerle o eliminar
los gases cidos contenidos en el.
II.1.4. Absorcin
Maddox y Campbell (1998) definen la absorcin como un proceso de separacin que
involucra la transferencia de una sustancia desde una fase gaseosa a una fase lquida a travs de
un lmite de fases.
II.1.5. Aminas
Uson (1974) define a las aminas como compuestos nitrogenados equivalentes, en cierto modo,
a los alcoholes, fenoles y teres en los compuestos oxigenados; y que adems, las aminas pueden
suponerse formalmente como derivados del amoniaco, en el que se ha sustituido uno, dos o los
tres tomos de hidrgeno por radicales hidrocarbonados. Resultando as tres clases diferentes de
aminas, llamadas primarias, secundarias y terciarias, respectivamente. En la Tabla 1 se presenta
la formula molecular de algunos tipos de aminas primarias, secundarias y terciarias.
Tabla 1. Formula molecular de algunas aminas primarias, secundarias y terciarias. NOMBRE FORMULA MOLECULAR
- AMONIACO NH3 AMINAS PRIMARIAS - MONOETANOLAMINA (MEA) - ISOBUTANOLAMINA (AMP) - DIGLICOLAMINA (DGA)
OH(CH2)2NH2
(CH3)2C(NH2)CH2OH OH(CH2)2O(CH2)2NH2
AMINAS SECUNDARIAS - DIETANOLAMINA (DEA) - DIISOPROPANOLAMINA (DIPA)
OH(CH2)2NH(CH2)2OH
CH3CH(OH)CH2NHCH2(OH)CHCH3 AMINAS TERCIARIAS - TRIETANOLAMINA (TEA) - METILDIETANOLAMINA (MDEA)
OH(CH2)2N((CH2)2OH)(CH2)2OH
OH(CH2)2N(CH3)(CH2)2OH
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II.1.6. Amia impedida estricamente (del ingles Sterically hindered amine) Linden y Savage (1983) han planteado que la amina impedida estricamente esta definida
estructuralmente como una amina primaria en la cual el grupo amino esta adjunto a un tomo de
carbono terciario; o tambin definida como una amina secundaria en la cual el grupo amino esta
adjunto a un tomo de carbono secundario o terciario.
II.1.6.1. Impedimento estrico (del ingles Steric hindrance)
Segn la Wikimedia Foundation, Inc. (2007) cuando un volumen de sustituyente produce
interacciones espaciales entre sus tomos y otros tomos o grupos de tomos nos encontramos
frente a un efecto estrico de dicho sustituyente; en muchos casos el efecto estrico de un
sustituyente est relacionado con el impedimento estrico que este sustituyente ejerce sobre algn
tipo de fenmeno en estudio (reaccin, interaccin inter- o intramolecular, etc.).
Linden y Savage (1983) determinaron que en el caso de las aminas impedidas el efecto
estrico es muy positivo, ya que originan carbonatos con una estabilidad de intermedia a baja
formados por la reaccin CO2-amina, esto tiene como ventaja una mayor capacidad y tasa de
absorcin de CO2, lo cual no sucede con las aminas convencionales.
II.2. Endulzamiento del gas natural
Generalmente el endulzamiento del gas natural se hace con el fin de remover los gases cidos
CO2 y H2S. Como se sabe el CO2 y el H2S son gases que pueden estar presentes en el gas natural
y pueden en algunos casos, especialmente el H2S, ocasionar problemas en el manejo y
procesamiento del gas; por esto hay que removerlos para llevar el contenido de estos gases cidos
a los niveles exigidos por los consumidores del gas.
Perry y Green (2001) establecieron que entre los problemas que se pueden tener por la
presencia de CO2 y el H2S en un gas se puede mencionar:
- Toxicidad del H2S.
- Corrosin por presencia del CO2 y el H2S.
- En la combustin se puede formar SO2 que es tambin altamente txico y corrosivo.
- Disminucin del poder calorfico del gas.
- Promocin de la formacin de hidratos.
-
23
- Cuando el gas se va a someter a procesos criognicos es necesario remover el CO2
porque de lo contrario se solidifica.
- Los compuestos sulfurados (RSH, COS y disulfuro de carbono,CS2) tienen olores
bastante desagradables y tienden a concentrarse en los lquidos que se obtienen en las
plantas de gas; estos compuestos se deben remover antes de que los compuestos se
puedan usar.
Kohl y Reisenfeld (1985) han establecido que en general un proceso de endulzamiento consta
de cinco etapas:
i). Endulzamiento. Donde se le remueve por algn mecanismo de contacto el CO2 y el
H2S al gas. Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella sale el gas libre
de estas impurezas, o al menos con un contenido de estas igual o por debajo de los
contenidos aceptables.
ii). Regeneracin. En esta etapa la sustancia que removi los gases cidos se somete a un
proceso de separacin donde se le remueven los gases cidos con el fin de poderla
reciclar para una nueva etapa de endulzamiento. Los gases que se deben separar son
obviamente en primer lugar el CO2 y el H2S pero tambin es posible que haya otros
compuestos sulfurados como RSH, COS y CS2.
iii). Recuperacin del Azufre. Como el H2S es un gas altamente txico y de difcil manejo,
es preferible convertirlo a azufre elemental, esto se hace en la unidad recuperadora de
azufre. Esta unidad no siempre se tiene en los procesos de endulzamiento pero cuando
la cantidad de H2S es alta se hace necesaria. En la unidad recuperadora de azufre se
transforma del 90 al 97% del H2S en azufre slido o lquido. El objetivo fundamental
de la unidad recuperadora de azufre es la transformacin del H2S, aunque el azufre
obtenido es de calidad aceptable, la mayora de las veces, para comercializarlo.
iv). Limpieza del gas de cola. El gas que sale de la unidad recuperadora de azufre an
posee de un 3-10% del H2S removido del gas natural y es necesario removerlo,
dependiendo de la cantidad de H2S y las reglamentaciones ambientales y de seguridad.
La unidad de limpieza del gas de cola continua la remocin del H2S bien sea
transformndolo en azufre o envindolo a la unidad recuperadora de azufre. El gas de
cola al salir de la unidad de limpieza debe contener solo entre el 0.3-1.0% del H2S
removido. La unidad de limpieza del gas de cola solo existir si existe unidad
recuperadora.
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24
v). Incineracin. Aunque el gas que sale de la unidad de limpieza del gas de cola slo
posee entre el 0.3-1.0% del H2S removido, an as no es recomendable descargarlo a
la atmsfera y por eso se enva a una unidad de incineracin donde mediante
combustin el H2S es convertido en SO2, un gas que es menos contaminante que el
H2S. Esta unidad debe estar en toda planta de endulzamiento.
II.2.1. Tipos de procesos
Los procesos que se aplican para remover CO2 y H2S se pueden agrupar en cinco categoras de
acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es
necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para removerlos. En algunos
casos no hay regeneracin con recobro de azufre y en otro si. Perry y Green (2001) clasificaron
estos procesos en seis categoras, los cuales son:
i). Absorcin qumica (procesos con aminas y carbonato de potasio como solventes o
absorbentes qumicos). La absorcin es a alta presin y a baja temperatura; la
regeneracin se hace con incremento de temperatura y decremento de presin.
ii). Absorcin Fsica. La regeneracin no requiere calor.
iii). Hbridos. Utiliza una mezcla de solventes qumicos y absorbentes fsicos. El objetivo
es aprovechar las ventajas de los solventes qumicos en cuanto a capacidad para
remover los gases cidos y de los absorbentes fsicos en cuanto a bajos
requerimientos de calor para regeneracin.
iv). Procesos de conversin directa. El H2S es convertido directamente a azufre.
v). Procesos de lecho seco. El gas agrio se pone en contacto con un slido que tiene
afinidad por los gases cidos. Se conocen tambin como procesos de adsorcin.
vi). Membranas. La separacin se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de
afinidad/difusividad.
II.2.2. Procesos de absorcin qumica
Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con
un solvente qumico en el cual hay una substancia que reacciona con los gases cidos. El contacto
se realiza en una torre conocida como absorbedor, en la cual el solvente entra por la parte
superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre el solvente y
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los gases cidos son reversibles y por lo tanto el solvente al salir de la torre se enva a
regeneracin. Los procesos con aminas (alcanolaminas y aminoalcoholes impedidos) son los ms
conocidos de la absorcin qumica y luego los procesos con carbonato.
Kohl y Reisenfeld (1985) determinaron que el punto clave en los procesos de absorcin
qumica es que el absorbedor sea operado a condiciones que fuercen la reaccin entre los
componentes cidos del gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el
regenerador sea operado a condiciones que fuercen la reaccin para liberar los gases cidos (bajas
presiones y altas temperaturas).
II.2.2.1. Procesos con alcanolaminas
El proceso de absorcin qumica que utiliza aminas como solvente qumico, ms antiguo y
conocido, es el MEA. En general los procesos con aminas son los ms usados por su buena
capacidad de absorcin, bajo costo y flexibilidad en el diseo y operacin. Las alcanolaminas
(tambin conocidas como aminas convencionales) ms usadas son: Monoetanolamina (MEA),
Dietanolamina (DEA), Trietanolamina (TEA), Diglicolamina (DGA), Diisopropano-lamina
(DIPA) y Metildietanolamina (MDEA).
Martnez (1995) menciona que las alcanolaminas son aceptadas generalmente y usadas
comnmente para absorber CO2 y H2S de corriente de gas natural y de refineras. Kohl y
Reisenfeld (1985) determinaron que generalmente las aminas (como soluciones acuosas) no
absorbern del gas cantidades significativas de RSH, y que algunas de ellas pueden absorber
cantidades significantes de COS especialmente cuando operan a temperaturas mayores a los 122 oF (50 oC).
La concentracin de la solucin de amina y la carga son generalmente limitadas por la
corrosin anticipada y por el equilibrio. Adems, los procesos con aminas son aplicables cuando
los gases cidos tienen baja presin parcial y se requieren bajas concentraciones del gas cido en
el gas de salida (gas dulce).
Maddox y Campbell (1998) establecieron que las reacciones de las aminas convencionales
con los gases cidos (p.ej. MEA + CO2 y MEA + H2S), en general, son las siguientes:
La reacciones principales entre la MEA y el H2S, es: 2RNH2 + CO2 RNHCO2- + RNH3+ + Calor 2RNH2 + H2O + CO2 2RNH3+ + CO32- + Calor
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(RNH3)2CO3 + H2O + CO2 2RNH3+ + 2HCO3- + Calor La reacciones principales entre la MEA y el CO2, es:
2RNH2 + H2S (RNH3)2+ + S- + Calor (RNH3)2+ + S- + H2S 2RNH3 + 2HS- + Calor
Como se puede apreciar las reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro.
Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay produccin de
calor, o sea que la torre de absorcin se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reaccin
de derecha a izquierda o sea que a la solucin de amina que sale del absorbedor se le aplica calor
para recuperar la amina. La Tabla 2 presenta algunas caractersticas de las etanolaminas.
Tabla 2. Caractersticas de las etanolaminas.
Tipo Frmula Molecular Peso Molecular
Presin de Vapor [lpca @ 100 oF (37,78 oC)]
Capacidad Relativa (%)*
MEA HOC2H4NH2 61,08 1,0497 100
DEA (HOC2H4)2NH 105,14 0,0580 58
TEA (HOC2H4)3N 148,19 0,0063 41
DGA H(OC2H4)2NH2 105,14 0,1600 58
DIPA (HOC3H6)2NH 133,19 0,0100 46
MDEA (HOC2H4)2NCH3 119,17 0,0061 51
*La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S.
La MEA es el solvente qumico convencional que tiene la reactividad ms alta y por lo tanto
la mayor capacidad para absorber CO2 y H2S, adems como tiene el menor peso molecular ofrece
la mayor capacidad para absorber CO2 y H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas
de circulacin en una planta de endulzamiento; de acuerdo con la reaccin estequiomtrica para
absorber un mol de CO2 o H2S se requieren dos moles de MEA, lo cual indica que la absorcin
de gases cidos con las alcanolaminas esta dada en una relacin 2:1 (dos moles de alcanolamina
por cada un mol de CO2 o H2S absorbido). La MEA es estable qumicamente y aunque la tasa de
reaccin con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo
pues tambin absorbe el CO2. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de
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CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto. La MEA tiene una desventaja importante y es
la alta prdida de solucin debido a lo siguiente: posee una presin de vapor relativamente alta lo
que ocasiona altas prdidas por vaporizacin, y reacciona irreversiblemente con algunos
compuestos de azufre y carbono. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen
reclaimer para reversar parcialmente la degradacin y recuperar la MEA. El mecanismo de
reaccin entre el H2S y aminas acuosas envuelve la transferencia de un protn, la cual puede ser
considerada como reversible e instantneamente rpida con respecto a la transferencia de masa.
La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz
de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos; pero tiene una ventaja importante con
respecto a la MEA y es que las prdidas de solucin no son tan altas pues tiene una presin de
vapor menor al igual que su velocidad de reaccin con los compuestos de carbono y azufre. Tiene
capacidad adecuada para absorber COS, CS2 y RSR. Es degradable por el CO2, y los productos
de la reaccin no se pueden descomponer en la regeneracin. La TEA prcticamente ha sido
reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para absorber H2S; igual
situacin se presenta con las dems etanolaminas.
II.2.2.2. Procesos con aminoalcoholes impedidos
Las aminas impedidas estricamente (tambin conocidas como aminoalcoholes impedidas o
aminas no convencionales), han sido descubiertas y desarrolladas por la EXXON Research and
Engineering Company con el propsito de superar la limitacin fundamental creada por la alta
estabilidad del ion carbonato (CO32-) producto de la reaccin del CO2 con las aminas
convencionales (primarias y secundarias). Esta nueva familia de aminas ofrece ahorros
significantes de energa e inversin.
Linden y Savage (1983) determinaron que la formacin del carbonato estable producto de la
reaccin, es la limitacin termodinmica a la capacidad de absorcin de aminas convencionales
para absorber CO2, acerca de 0.5 moles de CO2/mol de amina. Superando esta limitacin se
mejorara la capacidad de absorcin de CO2 y se acelerara la tasa de transferencia de masa de
CO2, resultando en ahorros de inversin y energa para absorber CO2 y remover simultneamente
CO2/H2S. Las aminas impedidas estricamente son caracterizadas por la formacin de carbonato
de estabilidad intermedia a baja. En soluciones acuosas de aminas, el impedimento estrico es el
factor dominante, dando alta capacidad termodinmica y rpidas tasas de absorcin en altos
contenidos de CO2. Introduciendo el impedimento estrico por un volumen de sustituyente
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adyacente al grupo amino baja la estabilidad del CO32- formado por la reaccin amina-CO2. Las
aminas impedidas muestran ventajas en la capacidad y tasas de absorcin sobre las aminas
convencionales para absorber CO2 y H2S de gases por absorcin en soluciones acuosas de
aminas. La capacidad se amplia de 20-40% y la tasa de absorcin incrementan sobre el 100% o
ms con el uso de las aminas impedidas estricamente. La Tabla 3 presenta algunas aminas
impedidas estricamente.
Tabla 3. Aminas impedidas estricamente.
FORMULA ESTRUCTURAL AMINA IMPEDIDA ESTRICAMENTE
(CH3)2C(NH2)CH2OH ISOBUTANOLAMINA (AMP: 2-amino-2-metil-1-propanol)
1,8-p-metanodiamina (MDA)
2-piperidinaetanol (PE)
Nota: Ejemplo de una aminoalcohol primario impedido es la AMP, y de un aminoalcohol secundario impedido es la PE.
La Tabla 4 presenta algunas aminas que inhiben la formacin de carbonatos.
Tabla 4. Aminas impedidas que inhiben la formacin de carbonatos.
FORMULA ESTRUCTURAL AMINA IMPEDIDA
(CH3)2C(NH2)CH2OH ISOBUTANOLAMINA (AMP: 2-Amino-2-Metil-1-Propanol)
HOOC((CH3)2)CNH2 2-Amino-2-Acido propinico
(CH3)3)CNH(CH2)2O(CH2)2OH TERBUTIL BUTIL AMINO ETIOXI ETANOL (EETB)
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Tabla 4. Continuacin.
FORMULA ESTRUCTURAL AMINA IMPEDIDA
1-Amino-1-Acido ciclopentanocarboxlico
1-Amino-1-Acido ciclohexanocarboxlico
2-Amino-2-Acido fenilpropinico
Acido pipecolnico
La remocin de CO2 y H2S de gases por absorcin con reaccin en soluciones acuosas de
aminas impedidas estricamente emplea absorcin a alta presin parcial de CO2 y H2S a baja
temperatura 104-176 oF (40-80 oC), seguido por la regeneracin a presin reducida y alta
temperatura 248 oF (120 oC). Hook (1997) determin que en ciclos de este tipo la amina impedida
estricamente, AMP, ofrece mayor capacidad cclica termodinmica que la MEA. El uso de las
aminas impedidas conlleva a la reduccin de la tasa de solvente qumico y tambin la reduce los
requerimientos de energa para la regeneracin del mismo.
Maddox y Campbell (1998) estiman que el impedimento estrico parece reducir la
degradacin debido a que el N (in Nitrgeno) en la amina no es envuelto en la formacin de
carbonato (un precursor a la formacin de componentes cclicos los cuales son encontrados en la
degradacin de productos).
II.2.2.3. Procesos con solventes Flexsorb
La EXXON Research and Engineering Company inicialmente desarrollo los procesos
Flexsorb en 1986 para sus propias filiales solamente. Maddox y Campbell (1998) determinaron
que las aminas impedidas moderadamente conllevan una mejor capacidad para el CO2 y H2S,
adems de una mayor tasa de absorcin; y que las aminas impedidas severamente tienen una
mejor selectividad para el H2S sobre el CO2 comparadas con la MDEA convencional.
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Ejemplo de amina impedida moderadamente es la AMP, cuyo impedimento es suficiente para
disminuir la reaccin del carbonato. Quizs de 4-5% del CO2 absorbido forma carbonato (lo cual
ayuda al ciclo de reaccin del CO2 al HCO3-) y el 95% remanente forma HCO3-. Esta dado que la
AMP tiene una buena capacidad para el CO2 tan buena como para absorber H2S. Ejemplo de una
amina impedida severamente es la Flexsorb SE, la cual tiene un grupo amino impedido
severamente que previene casi totalmente la formacin de carbonato. Goldstein y col. (1984)
determinaron que la SE casi no produce carbonato. Para los procesos Flexsorb esta dada una
estequiometria 1:1 en la reaccin amina:CO2 para formar HCO3-.
La EXXON Research and Engineering Company con el uso de las aminas impedidas ha
desarrollado y patentado los procesos con solventes qumicos Flexsorb SE/SE+, Flexsorb PS
y Flexsorb HP. El primero de ellos es usado para absorber selectivamente el H2S; el segundo es
empleado para absorber simultneamente el H2S y CO2; y el tercero es utilizado para absorber
selectivamente el CO2.
II.2.2.3.1. Flexsorb SE y Flexsorb SE+
Flexsorb SE es una amina con un impedimento estrico severo en solucin acuosa, por
consiguiente tiene una muy baja tasa de reaccin con el CO2. Flexsorb SE+ contiene el aditivo
HSS para promover un mejor barrido del H2S.
II.2.2.3.2. Flexsorb PS
Esta es una amina secundaria impedida moderadamente en un solvente orgnico ms agua
para absorber simultneamente el CO2 y el H2S, la cual tambin puede absorber el COS y RSH.
Es qumicamente estable y no presenta degradacin por CO2. Est demostrado que Flexsorb PS
tiene mejor solubilidad con el COS que los solventes convencionales, afirmando una remocin de
COS de 90-95%. El contenido de agua para PS es similar al de Sulfinol. PS estabiliza el CO2
como un carbonato intermedio llevndolo a bicarbonato.
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II.2.2.3.3. Flexsorb HP
Flexsorb HP es un carbonato de potasio caliente promovido (25-33% K2CO3) usando una
concentracin nominal de 4-5% de un promotor de amina impedida. Las aplicaciones claves
estn en plantas de hidrogeno (H2) y amoniaco (NH3), y para el procesamiento de CO2 y H2S.
II.2.2.4. Isobutanolamina (AMP: 2-Amino-2-Metil-1-Propanol)
La 2-Amino-2-Metil-1-Propanol (AMP) es la -dimetilamina derivada de la MEA (ver Tabla
5). Estudios han reportado que cuando la AMP reacciona con el CO2 no se observan CO32- en
solucin. La solubilidad del CO2 en soluciones de AMP son mayores que en soluciones de MEA
en un rango de temperatura de 104-176 oF (40-80 oC). Hook (1997) sugiere que la AMP tiene el
mayor potencial para ser un absorbedor superior de CO2 y H2S a bajas temperaturas y un
desorbedor superior a altas temperaturas, 248 oF (120 oC), ya que el nivel remanente de CO2 en la
solucin pobre que sale del regenerador desciende hasta 0.1 lbmolCO2/lbmolAMP, a diferencia de la
MEA que es de 0.2 lbmolCO2/lbmolMEA. Adems, en ciclos de este tipo la amina impedida
estricamente, AMP, ofrece mayor capacidad cclica termodinmica que la MEA.
Tabla 5. Derivacin de la AMP.
FORMULA
ESTRUCTURAL AMINA
MONOETANOLAMINA (MEA)
ISOBUTANOLAMINA (AMP)
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Han y col. (2006), Mandal y col. (2004), Yih y Shen (1988), Zhang y col. (2007) establecieron
que las reacciones de algunas aminas impedidas con los gases cidos (p.ej. AMP + CO2 y AMP
+ H2S) son las siguientes:
Las reacciones principales entre la AMP y el CO2, es: RNH2 + CO2 RNH2+ + COO- + Calor RNH2+ + COO- + H2O RNH3+ + HCO3- + Calor
La reaccin principal entre la AMP y el H2S, es: RNH2 + H2S RNH3+ + HS- + Calor
Como se puede apreciar las reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro.
Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay produccin de
calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar la amina se debe tener la reaccin
de derecha a izquierda o sea que a la solucin de amina que sale de la torre contactora se le aplica
calor para recuperar la amina.
El mecanismo de reaccin AMP + CO2 para formar bicarbonato (HCO3-) ocurre sin la
formacin del in CO32-, a diferencia del mecanismo de reaccin con las aminas convencionales
donde si se forma; de acuerdo con la reaccin estequiomtrica para absorber un mol de CO2 o
H2S se requiere un mol de AMP, lo cual indica que la absorcin de gases cidos con las aminas
impedidas esta dada en una relacin terica de 1:1 (un mol de amina impedida / mol de CO2 o
H2S absorbido). La Tabla 6 presenta algunas caractersticas y propiedades de AMP segn Fichas
internacionales de seguridad qumica (2007), Hoja de datos de seguridad del producto (2007),
Hoja de datos de seguridad de la AMP (2007) y Solventes qumicos (2007).
Tabla 6. Caractersticas y propiedades de la AMP.
Frmula Molecular (CH3)2C(NH2)CH2OH
Peso Molecular 89,138
pKa 9,7
pH (rango til) 9,0 10,5
Punto de fusin (oF) 72,5
Punto de burbujeo (oF) 329,9
Punto de inflamacin (oF @ copa cerrada) 181,4
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Tabla 6. Continuacin.
Viscosidad [cp @ 77 oF (25 oC)] 147
Gravedad especifica (77 oF /77 oF) 0,929
Solubilidad en agua (g/100g H2O @ 77 oF) 100
Constante de Ley de Henry (lpca*pie3/lbmol)
3,37E-7
Presin de vapor (lpca @ 77 oF) 1,6050
Linden y Savage (1983) determinaron que al igual que en las alcanolaminas, en el caso de las
aminas estricamente impedidas, el mecanismo de reaccin entre el H2S y aminas acuosas
envuelve la transferencia de un protn, la cual puede ser considerada como reversible e
instantneamente rpida con respecto a la transferencia de masa. En cualquier parte de la fase
lquida, incluyendo la pelcula lquida interfacial, el equilibrio H2S-amina siempre existe.
II.2.3. Proceso de endulzamiento de gas natural con amina
Arnold y Stewart (1999) presentan el sistema tpico para el proceso de endulzamiento de gas
natural con amina (Figura 1). La corriente de gas natural agrio de alimentacin entra al sistema a
travs del separador o depurador de entrada para remover cualquier cantidad de agua o
hidrocarburos lquidos. Luego, el gas agrio entra al fondo del absorbedor y circula a travs del
mismo en flujo contra corriente con la solucin de amina pobre. El absorbedor puede ser una
torre de platos o empacada. El empaque convencional es usualmente usado para torres con
dimetros de 20 pulg. (50.8 cm) o menores, y el empaque estructurado o de platos es para
grandes torres. Un separador o depurador de salida podra ser incluida en el tope del absorbedor
para recobrar la amina arrastrada por la corriente de gas dulce.
La solucin de amina saliente del fondo del absorbedor va cargando con los gases cidos (CO2
y H2S) y es referida como la amina rica. Del absorbedor, la amina rica es enviada a un tanque de
venteo para remover casi todos los gases hidrocarburos disueltos y condensados hidrocarburos.
Un porcentaje pequeo de gases cidos tambin sern venteados en la fase vapor de este
separador.
-
34
Gas
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con
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-
35
Del tanque de venteo, la amina rica pasa a travs del intercambiador amina rica-amina pobre.
Este intercambiador recobra parte del calor sensible de la corriente de amina pobre para disminuir
el calor impuesto por el rehervidor de amina. Luego la amina rica calentada entra al regenerador
donde es calentada en el rehervidor para romper la mezcla entre la amina y los gases cidos. Los
gases que salen por el tope del regenerador se hacen pasar por un condensador para enfriarlos y
lograr condensar la amina y el agua que sali en estado gaseoso, luego la mezcla resultante se
lleva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina lquida se
enva, recircula, al regenerador.
Maddox y Campbell (1998) determinaron que en el proceso de regeneracin de la amina, al
aplicar calor a la amina rica se reversan las reacciones del CO2 y el H2S con las aminas, pero no
las reacciones con CS, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles. Para remover estos
contaminantes se usa un concentrador o recuperador, conocido como reclaimer. Parte de la
solucin pobre que sale del regenerador, aproximadamente del 1-3 %, se enva al recuperador en
el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte
superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en l y removidos
drenando peridicamente el recipiente. El recuperador se usa cuando la amina es MEA o DEA.
La amina recuperada o pobre va hacia el intercambiador amina rica-amina pobre y luego a un
enfriador de amina, donde es bajada su temperatura a no menos de 10 oF ( 6 oC) sobre la
temperatura de entrada del gas agrio al absorbedor, lo cual previene la condensacin de
hidrocarburos en la solucin de amina cuando esta entra en contacto con el gas agrio. La amina
pobre enfriada es luego bombeada a una presin ligeramente mayor a la presin del absorbedor y
entra en el tope del absorbedor. Como la solucin de amina fluye hacia abajo del absorbedor, ella
absorbe los gases cidos. La amina rica es luego removida en el fondo de la torre y es repetido el
ciclo.
II.2.3.1. Componentes de una planta de endulzamiento con amina
Arnold y Stewart (1999) describen los componentes o equipos que integran una planta de
endulzamiento con amina.
II.2.3.1.1. Separador o depurador de entrada
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36
Este es un separador gas-lquido y se encarga de separar los contaminantes que llegan con la
corriente de gas, tales como hidrocarburos lquidos, agua, partculas slidas y los compuestos
qumicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos
nocivos, tales como la alteracin y degradacin del solvente, formacin de espuma y corrosin.
II.2.3.1.2. Absorbedor
El gas agrio que sale del separador de entrada, entra al absorbedor por el fondo de la torre y
fluye hacia arriba para entrar en contacto con la amina pobre que baja desde el tope de la torre.
En este contacto el gas cido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la amina. El gas
tratado que sale por el tope debe salir con muy poca cantidad de gases cidos.
La solucin de amina que sale por el fondo del absorbedor puede contener: agua, amina,
componentes cidos (CO2, H2S, COS, CS2, RSH, etc.), gas natural que ha quedado en solucin,
hidrocarburos lquidos retirados de la corriente de gas, slidos y otras impurezas (p. ej.:
asfltenos).
La cantidad de hidrocarburos lquidos que pasa a la solucin de amina, aumenta a medida que
sube la presin de operacin y/o disminuye la temperatura de contacto. Se aconseja que la amina
pobre entre a la torre con 10F ( 6 oC) por encima de la temperatura a la cual entra el gas agrio a
la torre, para evitar el arrastre de lquidos.
La solucin de amina que sale por el fondo del absorbedor se conoce como amina rica, debido
a que se ha enriquecido de los gases cidos. Esta amina fluye hacia el tanque de venteo, donde se
mantiene la altura requerida utilizando un controlador del nivel, el cual abre o cierra una vlvula
para garantizar una altura de lquido constante en el fondo del absorbedor.
II.2.3.1.3. Tanque de venteo
Este recipiente se utiliza para separar el gas que se disuelve en la amina. Normalmente el
tanque de venteo se instala cuando la presin del absorbedor es mayor de 500 lpcm y se opera a
una presin de, aproximadamente, 75 lpcm. Cuando la presin de la amina rica que sale del
absorbedor se reduce desde la presin de contacto hasta la de trabajo del tanque de venteo, la
-
37
mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solucin se vaporizan llevndose
consigo una pequea cantidad del gas cido.
El propsito de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la amina, los cuales se
mandan al mechero o se utilizan como gas combustible. De esta manera se evita la formacin de
espuma y se logra una mejor operacin de la planta.
No obstante, es recomendable tener presente el poder contaminante de estos gases, eso podra
impedir su uso como combustible. Lo normal es que contengan una cantidad excesiva de CO2,
por lo que se reduce de manera considerable el valor calorfico, pero tambin pueden tener H2S,
lo cual es peligroso. Por estas razones se suele colocar, a la salida del tanque de venteo, un
pequeo absorbedor (Figura 2). La planta presentada en la Figura 1, no tiene este pequeo
absorbedor.
Es recomendable conectar al tope de este pequeo absorbedor, una lnea con amina pobre, con
el fin de retirar el gas cido que transporta el gas combustible. Esta pequea porcin de amina
contaminada se mezclar con la corriente de amina rica que va hacia el regenerador. La tasa de
flujo se regula con un controlador de nivel colocado en el tanque de venteo. La presin del tanque
de venteo se controla, a su vez, con una vlvula colocada en la salida de la corriente de gas, que
trabaja con un controlador de presin. Esta vlvula abre y cierra para mantener constante la
presin en el recipiente.
bsorbed
bsorbed
pobre
Gas combustible
Gas pobre
or del tanque de venteo
Amina rica del
Drenaje de hidrocarburos
al
regenerador
Control de
Tanque de venteo e Intercambiador de amina
bsorbed
or
Amina pobre
Amina rica al
Amina
Intercambiadoramina pobre
Control de presin
Tanque de venteo
lquidos
2. Figura
A
amina ricaor
a nivel
dea l regenerador
-
38
II.2.3.1.4. Intercambiador de calor amina - amina
El propsito del intercambiador de calor (Figura 2) es aprovechar una parte de la energa de la
amina pobre que sale del regenerador. Esto representa aproximadamente el 50% del calor
requerido en el rehervidor del regenerador. La amina pobre que sale del rehervidor, se enfra al
pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor, se
calienta hasta 200 oF (93,33 oC) para hacer ms fcil la separacin de los gases cidos que
transporta. Es conveniente evitar que no se separe el gas en la tubera, antes de entrar al
regenerador, porque el sistema se vuelve muy corrosivo. El intercambiador de calor ms comn
es del tipo de concha y tubos en U. La amina rica normalmente fluye a travs de los tubos y la
amina pobre por la carcaza del intercambiador baando los tubos por su parte exterior. Las
velocidades lineales en el intercambiador amina-amina podran ser bajas, en el rango de 2-3
pie/seg (0.6-1.0 m/seg).
Despus del intercambiador se coloca una vlvula sobre la lnea de la amina rica, para
controlar el flujo hacia el regenerador. El regenerador por lo general, se opera a una presin que
vara entre 4 y 10 lpcm. A esta presin, los gases que contiene la amina rica se evaporan a medida
que se calienta la solucin. El gas cido puede tener un efecto corrosivo y erosivo muy alto, por
lo tanto se debe mantener el caudal en el mnimo posible. En ocasiones se coloca una vlvula de
control de flujo a la salida del intercambiador para igualar la presin, de manera aproximada, a la
del tanque de venteo. As se puede minimizar la corrosin en este sector.
II.2.3.1.5. Regenerador
El propsito del regenerador es remover el gas cido contenido en la amina rica. En una planta
de amina, la torre de regeneracin por lo general contiene entre 18 y 24 bandejas. La amina rica
entra en el 2do al 4to plato por debajo del tope. A medida que la amina desciende, entra en
contacto con los vapores del rehervidor que suben hacia el tope de la torre. El vapor fluye en
contracorriente con el lquido que cae y en cada plato entra en contacto con la amina rica y
burbujea en ella, para lograr el equilibrio que permite el despojamiento del gas cido y los
transporta hacia el tope de la torre. Los vapores que salen por el tope del regenerador son una
mezcla de vapor de agua y gas cido. Normalmente la temperatura del vapor de tope esta entre
190-210 oF (88-99 oC), por debajo de 190 oF la cantidad de vapor es insuficiente para lograr una
separacin adecuada; cuando es mayor que 210 oF se produce una separacin en exceso y mayor
-
39
consumo de energa. La temperatura de la amina pobre que sale del regenerador esta
generalmente en el rango de los 230-240 oF (110-116 oC) con una temperatura mxima absoluta
de no mas de 260 oF (127 oC). La presin en el regenerador no debe ser mayor a 25 lpcm, y se
mantiene constante utilizando un controlador de presin que regula una vlvula instalada en la
lnea de gas del acumulador de reflujo.
II.2.3.1.6. Rehervidor
El equipo responsable de la compensacin energtica de la planta es el rehervidor. All se
produce el calor necesario para vaporizar la amina que regresa al regenerador. Varios medios de
calentamiento son usados en el rehervidor del regenerador, tales como: vapor saturado a baja
presin, aceite caliente y fuego directo.
La Figura 3, presenta un diagrama de un rehervidor que utiliza fuego indirecto como fuente de
calor.
A su vez, la Figura 4, muestra un esquema de un rehervidor que utiliza vapor como fuente de
calor.
Gas combustible
Amina pobre al intercambiador
Regenerador
Rehervidor
Figura 3. Rehervidor usando fuego indirecto como fuente de calor.
-
40
El consumo de vapor en la planta es un parmetro extraordinario para medir el
comportamiento del sistema. Cuando la cantidad de vapor aumenta, se incrementa tambin la
cantidad de gas cido despojado. Esta es la razn por la cual el tratamiento de la amina mejora
con el uso de gas de despojamiento. La temperatura del vapor nunca puede ser mayor a los 285 oF
(141 oC). La amina que se acumula en el fondo del rehervidor se calienta y se vaporiza
parcialmente. Los vapores se desplazan hacia al regenerador.
II.2.3.1.7. Condensador de reflujo
El condensador, puede ser del tipo concha y tubos, con el uso de agua a travs de los tubos, o
tambin un enfriador de aire con ventilador elctrico, en el cual los vapores fluyen a travs de los
tubos. En cualquiera de los dos casos, el vapor que sale del condensador (una mezcla de vapor de
agua y gases cidos), entra al acumulador de reflujo. Al pasar por el condensador, el vapor de
agua se condensa y los gases cidos (tambin conocidos como gases de cola) salen de la planta.
II.2.3.1.8. Acumulador de reflujo
Este acumulador es un separador gas-lquido. Los gases, que han sido removidos del
regenerador, salen por el tope del recipiente a travs de una vlvula de control de presin. Por lo
general, entran a un incinerador, a una lnea de venteo o a una planta recuperadora de azufre.
El agua que cae al acumulador es bombeada, como reflujo, hacia el tope del regenerador y se
regula con un controlador de nivel colocado en el acumulador, el cual activa una vlvula de
control ubicada despus de la bomba de reflujo.
Vapor condensado
Amina pobre al intercambiador
Regenerador
Rehervidor
Figura 4. Rehervidor usando vapor como fuente de calor.
Vapor
-
41
II.2.3.1.9. Tanque de abastecimiento
El tanque de abastecimiento se usa para almacenar la amina pobre. Por efectos del trabajo
diario, parte de la amina se pierde en el absorbedor y en el regenerador. Tambin habr pequeas
prdidas en el empaque de la bomba y en otros sitios. A medida que desciende el nivel de la
amina pobre en el tanque de abastecimiento es necesario agregar amina fresca. Es preciso vigilar
que, al agregar amina al sistema, se mantenga la proporcin agua/amina recomendada en el
diseo original. Cuando la amina trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona
ineficientemente.
Si la solucin de amina entra en contacto con el aire, reaccionara con el oxigeno y perder la
habilidad para absorber gases cidos del gas natural. Como consecuencia, es esencial que el aire
no entre en contacto con la amina. Para prevenir este efecto se puede utilizar un colchn de gas
inerte en el tanque de abastecimiento. Algunas veces se utiliza gas natural en sustitucin del gas
inerte. Para prevenir la entrada de aire al sistema se utiliza una presin de 0.49-0.98 lpca (Figura
5).
II.2.3.1.10. Bomba de amina pobre
El lquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba (Figura 5), la cual aumenta la presin
de la amina pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor. Por lo general esta bomba es
Gas combustible
Amina pobre Cmara de gas
Conexin para agregar agua
Conexin para agregar amina fresca
Amina pobre al contactor
Bomba de amina
Tanque de abastecimiento
Figura 5. Tanque de abastecimiento y Bomba de amina.
-
42
del tipo de desplazamiento positivo. El caudal se regula desviando una porcin del lquido de la
descarga de la bomba hacia una vlvula de control manual ubicada en la succin de la bomba. La
mxima tasa de flujo se obtiene cuando la vlvula ubicada en la desviacin, est cerrada. La tasa
de flujo de la amina pobre que va al absorbedor normalmente se mide por medio de un rotmetro.
II.2.3.1.11. Filtros
A medida que la amina circula a travs del sistema, recoge partculas que se forman como
producto de la corrosin. Estas partculas slidas pueden causar formacin de espuma en el
absorbedor y en el regenerador. Por lo tanto, se debe incluir un filtro en las corrientes de amina
rica y pobre, con el cual se remueven los slidos y otros contaminantes.
Si la formacin de partculas es severa, se pueden utilizar diferentes tipos de filtros para
limpiar la solucin (Figura 6). No obstante, en cualquiera de los casos, el filtro debe ser vigilado
cuidadosamente y los elementos deben ser remplazados o limpiados cuando se saturen con las
partculas.
La cantidad de partculas contenidas en la amina variar con el tipo de gas cido que entre al
absorbedor. En algunos casos la cantidad de material slido puede ser mayor que en otros, por lo
tanto, algunas aminas requieren de mayor capacidad de filtrado. Como se muestra en la Figura 1,
en aquellos casos donde la formacin de partculas slidas sea relativamente alta, ser necesario
Filtro mecnico tipo Stock
Filtro de carbn
Camada de carbn activadoTamiz de soporte
Drenaje
Elemento del filtro Stock
Amina
VCF
Figura 6. Tipos de filtros.
Filt
rado
-
43
instalar un filtro para purificar el 100% de la amina. Si este no es el caso, la amina se puede colar
parcialmente y se coloca una desviacin para filtrar solamente parte de la corriente.
La contaminacin de un filtro normalmente se detecta con la diferencial de presin a travs
del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una cada de presin de 2-4 lpcm. Cuando se
tapa la cada de presin aumenta. Si la cada de presin excede a 15-25 lpcm, el elemento del
filtro colapsar y quedar completamente inactivo. Como consecuencia, los elementos del filtro
debern ser limpiados y/o reemplazados cuando la cada de presin se acerque a la cifra mxima
recomendada por el fabricante.
II.2.3.1.12. Enfriador de amina pobre
La amina pobre que sale del regenerador, por lo general, est a una temperatura muy alta,
razn por la cual no se puede introducir as al absorbedor porque pierde capacidad de retencin
de gases cidos. Por ello, se utiliza un intercambiador de calor adicional, en el cual la amina fluye
a travs de los tubos. Podra usarse un ventilador, en ese caso, la amina tambin fluye por los
tubos, o un intercambiador de concha y tubos, con agua de enfriamiento a travs de los tubos y
con la amina pasando por la carcaza. Indistintamente del tipo que se use, la amina se enfra hasta
ms o menos 10F ( 6C), por encima de la temperatura de entrada del gas agrio al absorbedor.
Cuando el tanque de venteo tiene un purificador (absorbedor) instalado para el gas
combustible, el caudal de solucin pobre, despus de enfriarla, se divide en dos corrientes, una
pequea que se enva al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope del absorbedor. Por lo
general, en cada una de las corrientes se instala un controlador de caudal que se usa para indicar
el flujo necesario para regular la vlvula manual ubicada en la desviacin, de la bomba.
II.2.3.1.13. Separador o depurador de salida
El uso de un separador gas-lquido instalado en la corriente de gas dulce ayudar a recuperar
la amina que es arrastrada por el gas, la cual se enva de nuevo al sistema. El uso de un separador
bien diseado en este punto, es una buena inversin.
-
44
II.2.3.1.14. Concentrador o Recuperador de amina
A medida que la amina circula en el sistema, es calentada en forma continua en el rehervidor y
enfriada en los intercambiadores. Este constante calentamiento y enfriamiento hace que la amina
se deteriore y pierda su capacidad de absorcin. Los productos de la degradacin pueden ser
removidos en el recuperador. La planta presentada en la Figura 1, no tiene esta unidad, que en
realidad es 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 degradacin quedan en el
recuperador, de donde se drenan peridicamente (Figuras 7 y 8).
La alimentacin del recuperador llega por el fondo del regenerador. Alrededor del 1-3% de la
amina pobre fluye por el recuperador. El caudal es regulado con un controlador de nivel instalado
Torre empacada
Recuperador Drenaje
Vapor condensado
Vapor Medidor de flujo
Agua Regenerador
Figura 7. Recuperador usando vapor como fuente de calor.
Torre empacada
Recuperador Drenaje
Gas combustible
Medidor de flujo
Agua Regenerador
Figura 8. Recuperador usando fuego indirecto como fuente de calor.
-
45
en el mismo recipiente. En el recuperador se agrega vapor o agua y se suministra calor por los
tubos de calentamiento. El vapor sobrecalentado, compuesto por una mezcla de amina y vapor de
agua, sale del recuperador y entra al regenerador algunas bandejas por encima del plato del
fondo.
II.2.3.1.15. Diseo de la tubera
Si la velocidad es demasiado alta en la tubera, la capa protectora de corrosin es erosionada
rpidamente causando una gran perdida en la pared del metal. Altas velocidades tambin hacen
difcil mantener la pelcula del inhibidor de corrosin sobre la superficie del metal, por lo que una
erosin directa puede ocurrir. Por todas estas razones se aconseja:
Mantener la velocidad del lquido por debajo de los 3 pie/seg en toda la tubera a menos que el acero u otra aleacin apropiada sea usada.
Evitar el uso de accesorios atornillados. Usar accesorios soldados con curvas de radios largos; evitar tubos en forma de T
cuando sea posible.
Cuando se coloquen tuberas con vlvulas, instrumentos, etc., evitar el use de metales diferentes para evitar la corrosin bimetlica.
-
CAPITULO III
DISEO DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO
Este captulo abarcara el diseo de un proceso de endulzamiento de gas natural con una amina
impedida estricamente, segn una serie de parmetros de diseos dados previamente. Debido a
que el proceso de endulzamiento a disear se har con el propsito de absorber CO2 y H2S del
gas agrio, se utilizar la amina impedida: 2-Amino-2-Metil-1-Propanol (AMP), cuyas
caractersticas, propiedades, ventajas y beneficios ya fueron mencionadas en al captulo anterior.
En el Apndice A, se dan algunas consideraciones recomendadas para realizar el diseo de un
proceso de endulzamiento de gas natural con amina.
El diseo parte de una serie de datos de entrada, los cuales corresponden, bsicamente, a la
informacin sobre las condiciones, propiedades y caractersticas del gas agrio de alimentacin, la
AMP y parmetros de diseos. Estos datos, tanto para el gas agrio como para la AMP, son reales
y han sido tomados de la literatura. El caso especifico del gas agrio, los datos que se tienen han
sido tomados para el diseo de otros procesos de endulzamiento con aminas convencionales.
Se har uso de una Hoja de Clculo Microsoft Excel para realizar los clculos que permiten
obtener el comportamiento de los parmetros de acuerdo al cambio de las variables involucradas,
as como para el diseo de componentes (equipos) y establecer el procedimiento analtico que
debe ser llevado a cabo para disear un proceso de endulzamiento con amina impedida
estricamente. En el desarrollo del diseo, los valores que estn sobre una lnea continua son
datos de entrada y/o parmetros de diseos, los cuales son introducidos manualmente, los otros
valores son calculados automticamente por la hoja de clculo. Las ecuaciones utilizadas para
realizar los clculos, sern presentadas en el Apndice B, por lo que en el desarrollo de los
clculos solo se har referencia a las mismas; esto con el propsito de simplificar el
procedimiento analtico y hacerlo de manera sencilla.
Los valores introducidos varan de acuerdo a la aplicacin especfica del tipo de gas manejado
y de las condiciones ambientales del sitio, algunos valores son constantes que provienen de las
propiedades fsicas, sobre todo para las aminas. Algunos datos requeridos se deben obtener de
resultados de clculos previos, como los provenientes de figuras y/o tablas, las cuales se
encuentran en las diferentes literaturas citadas en este trabajo como referencias bibliogrficas.
-
III.1. Diseo de un proceso de endulzamiento de gas natural con Isobutanolamina (AMP)
III.1.1 Gas natural (gas agrio) de alimentacin al absorbedor
III.1.1.1. Condiciones del gas agrio que entra al absorbedor
(Pg)ent-abs = 450,0000 lpcm464,6960 lpca 32,0480 bar
(Tg)ent-abs = 115,0000 oF 46,1111 oC
III.1.1.2. Composicin del gas agrio que entra al absorbedor
Tabla 7. Composicin del gas agrio que entra al absorbedor.
Componentes Yi (%molar) ni (lbmol/hr)Mi (lbm/lbmol)
Tci (oR)Pci (lpca)
Tbi (oR)
CO2 9,9570 218,6458 44,010 547,400 1069,500 350,440H2S 0,0030 0,0659 34,082 672,070 1300,000 383,180
(CO2 + H2S) 9,9600 218,7117 - - - -H2O 0,0000 0,0000 18,015 1167,780 3200,100 671,620N2 0,0500 1,0980 28,013 227,180 492,800 139,230C1 82,5890 1813,572 16,043 343,010 667,000 200,950C2 4,4310 97,3004 30,070 549,740 707,800 332,210C3 1,7700 38,8674 44,097 665,590 615,000 415,940iC4 0,3500 7,6857 58,123 734,080 527,900 470,450nC4 0,4400 9,6620 58,123 765,180 548,800 490,750iC5 0,1400 3,0743 72,150 828,630 490,400 541,760nC5 0,1000 2,1959 72,150 845,370 488,100 556,560C6 0,1700 3,7330 86,177 911,470 439,500 615,370
Total = 100,0000 Valores tomados de la Fig. 23-2 (GPSA, 1998).
HCsent-abs = 90,040 %molar
47
-
III.1.1.3. Caractersticas del gas agrio que entra al absorbedor.
(qg)ent-abs = 20,0000 MMpcd 22325,70 m3/da a C.N.Vn = 379,4950 pie3/lbmol a C.N.
Empleando la Ec. B-1, se tiene:(qg)ent-abs = 698997,1 pie3/da 780,280 m3/da a C.O.
Tabla 8. Caractersticas del gas agrio que entra al absorbedor.
Componentes yi*Mi (lbm/lbmol)
yi*Tci (oR) yi*Pci (lpca) yi*Tbi (oR)
CO2 4,3821 54,5046 106,490 34,893H2S 0,0010 0,0202 0,039 0,011
(CO2 + H2S) - - - -H2O 0,0000 0,0000 0,000 0,000N2 0,0140 0,1136 0,246 0,070C1 13,2498 283,2885 550,869 165,963C2 1,3324 24,3590 31,363 14,720C3 0,7805 11,7809 10,886 7,362iC4 0,2034 2,5693 1,848 1,647nC4 0,2557 3,3668 2,415 2,159iC5 0,1010 1,1601 0,687 0,758nC5 0,0722 0,8454 0,488 0,557C6 0,1465 1,5495 0,747 1,046
Total =
Empleando las Ecs. B-2, B-3, B-4, B-5 y B-6, se tiene:(Mg)ent-abs = 20,5386 lbm/lbmol(g)ent-abs = 0,70908
sPc = 706,0764 lpcasTc = 383,5578 oR -76,1122 oF
(ng)ent-abs = 2195,9007 lbmol/hr 996,0608 Kmol/hr
0,9999
0,4003
0,0000
0,0403
0,0479
0,0571
0,07420,07770,0898
0,0832
0,0000
(yi*Pr/{14,7*exp[10,07*(1-Tbi/Tr)]})=1
0,12940,0001
-
48
-
(nCO2)ent-abs = 218,6458 lbmol/hr 99,1778 Kmol/hr(nH2S)ent-abs = 0,0659 lbmol/hr 0,0299 Kmol/hr
Empleando la Ec. B-7, se tiene:(PpCO2)g-ent = 46,2698 lpca 3,1910 bar(PpH2S)g-ent = 0,0139 lpca 0,0010 bar
(Pp)ga-ent = 46,2837 lpca 3,1920 bar(Prg)ent-abs = 464,6960 lpca 32,0480 bar
(Trg)ent-abs = 513,0610 oR 53,3910 oF
De la Fig. 23-8 (GPSA, 1998), se tiene: = 12,0000 oR -447,6700 oF
Empleando las Ecs. B-9, B-10, B-11 y B-12, se tiene:(sTc)corr = 371,5578 oR -88,1122 oF(sPc)corr = 683,985476 lpca 47,1714 bar
sPr = 0,6579 lpca 0,0454 barsTr = 1,5467 oR -458,1233 oF
De la Fig. 23-4 (GPSA, 1998), se tiene:Z = 0,9400
Empleando la Ec. B-13, se tiene:(g)ent-abs = 1,64662 lbm/pie3
Empleando la Ec. B-8, asumiendo valores de Tr hasta cumplir con la igualdad (ver Tabla 8),se tiene:
49
-
III.1.2. Gas tratado (gas dulce) que sale del absorbedor
III.1.2.1. Condiciones del gas dulce que sale del absorbedor
(Pg)abs = 0,0000 lpca 0,0000 bar(Tg)abs = 5,0000 oF -15,0000 oC
[CO2]sal-abs = 60,0000 ppm,v 0,0060 %molar[H2S]sal-abs = 4,0000 ppm,v 0,0004 %molar
III.1.2.2. Composicin del gas dulce que sale del absorbedor
Tabla 9. Composicin del gas dulce que sale del absorbedor.
Componentes Yi (%molar) ni (lbmol/hr)yi*Mi (lbm/lbmol)
yi*Tci (oR) yi*Pci (lpca) K i
CO2 0,0060 0,1318 0,0026 0,0328 0,0642 3,3749H2S 0,0004 0,0088 0,0001 0,0027 0,0052 1,7000
(CO2 + H2S) 0,0064 0,1405 - - - -H2O 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 0,0000 -
Amina 0,0000 0,0000 - - - -N2 0,0555 1,0980 0,0156 0,1262 0,2736 13,0000C1 91,7183 1813,5723 14,7144 314,6028 611,7608 6,7000C2 4,9208 97,3004 1,4797 27,0516 34,8294 1,7000C3 1,9657 38,8674 0,8668 13,0832 12,0888 0,6000iC4 0,3887 7,6857 0,2259 2,8533 2,0519 0,2800nC4 0,4886 9,6620 0,2840 3,7390 2,6816 0,2300iC5 0,1555 3,0743 0,1122 1,2883 0,7625 0,1100nC5 0,1111 2,1959 0,0801 0,9388 0,5421 0,0900C6 0,1888 3,7330 0,1627 1,7208 0,8297 0,0350
TotalHCs= 99,9929 1977,1890 17,9413
Total = 99,9993 1977,3295 17,9441 Valores aproximados a 464,7 lpca y 117,5 oF (GPSA, 1998).
Gas cido a retirar: Empleando la Ec. B-14, se tiene:
50
-
CO2 = 99,9397 % F = 0,17943H2S = 86,6667 %
III.1.2.3. Caractersticas del gas dulce que sale del absorbedor
(Mg)sal-abs = 17,9441 lbm/lbmol(g)sal-abs = 0,61950(ng)sal-abs = 1977,3295 lbmol/hr 896,9169 Kmol/hr
(nCO2)sal-abs = 0,1318 lbmol/hr 0,0598 Kmol/hr(nH2S)sal-abs = 0,0088 lbmol/hr 0,0040 Kmol/hr
(Pg)sal-abs = 464,6960 lpca 32,0480 bar
Empleando las Ecs. B-15 y B-16, se tiene:(Tg)sal-abs = 120,0000 oF 48,8889 oC ...(T Tamb)
(Tg)prom-abs = 117,5000 oF 47,5000 oC
(PpCO2)g-sal = 0,0279 lpca 0,0019 bar(PpH2S)g-sal = 0,0019 lpca 0,0001 bar
(Pp)ga-sal = 0,0297 lpca 0,0021 barsPc = 665,8898 lpca 45,9234 barsTc = 365,4395 oR -94,2305 oF = 0,0502 oR -459,6198 oF
(sTc)corr = 365,3893 oR -94,2807 oF(sPc)corr = 665,79832 lpca 45,9171 bar
sPr = 0,7706 lpca 0,0531 barsTr = 1,5864 oR -458,0836 oF
Z = 0,9424(g)sal-abs = 1,42257 lbm/pie3
Empleando las Ecs. B-17 y B-18, se tiene:(ng)sal-abs = 1977,3295 lbmol/hr 896,9169 Kmol/hr(qg)sal-abs = 18,0093 MMpcd 20103,489 m3/da a C.N.
(qg)sal-abs = 634898,13 pie3/da 708,727 m3/da a C.O.
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III.1.3. Gas cido que va ha ser removido
Empleando la Ec. B-19, se tiene:(nga)rem = 218,5712 lbmol/hr 99,1439 Kmol/hr
(qga)rem = 1,9907 MMpcd 2222,211 m3/da a C.N.(nCO2)rem = 218,5140 lbmol/hr 99,1180 Kmol/hr(nH2S)rem = 0,0571 lbmol/hr 0,0259 Kmol/hr
III.1.4. Caractersticas de la amina usada como solvente qumico
Nombre: Isobutanolamina (AMP: 2-Amino-2-Metil-1-Propanol)Formula qumica: C4H11NO
[AMPsol-ac] = 50,0000 %Tabs = 125,0000 oF 51,6667 oC (rango: 104-176oF)
Tdesabs = 248,0000 oF 120,0000 oC ...(Tmx = 260 oF)
(lbmolAMP/lbmolGA)terica = 1,0000(lbmolAMP/lbmolGA)prctica = 1,7500 (rango: 1,5-2,0)
(lbmolCO2/lbmolAMP)remanente = 0,1000(lbmolH2S/lbmolAMP)remanente = 0,0050 (rango: 0,001-0,01)
MAMP = 89,1380 lbm/lbmolMH2O = 18,0150 lbm/lbmol
(MAMP-ac)50% = 53,5765 lbm/lbmol
De la Fig. 1 de Chan y col. (2002), se tiene:(AMP)77 oF y 100% = 0,9293 grs/cm3 58,0142 lbm/pie3
(AMP)77 oF y 50% = 0,9609 grs/cm3 59,9869 lbm/pie3
(H2O)77 oF = 0,9971 grs/cm3 62,2468 lbm/pie3
III.1.5. Tasa de circulacin de amina
Si se sabe que tericamente con un mol de AMP se puede absorber un mol de gas cido, losmoles de amina que se necesitan para retener el CO2 y el H2S se obtiene multiplicando por unola tasa molar de gas cido. Para efectos prcticos se utilizarn de 1,5 a 2,0 moles de AMP paraabsorber un mol de gas cido. La cantidad de materia de la solucin se calcula sabiendo que laamina participa con el 50% p/p, el 50% restante es agua.
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Empleando las Ecs. B-20 y B-21, se tiene:mAMP = 68190,486 lbm/hr 30931,21 Kg/hr
(qAMP-ac)50% = 0,3158 pie3/seg 141,7255 gpm
III.1.6. Composicin y caracteristicas de la amina pobre que entra al absorbedor
(TAMP-pobre)ent-abs = 125,0000 oF 51,6667 oC (T = Tent-abs+10 oF)
(PAMP-pobre)ent-abs = 464,6960 lpca
Empleando las Ecs. B-22, B-23, B-24 y B-25, se tiene:(nH2O)AMP-pobre = 1892,6030 lbmol/hr 858,4849 Kmol/hr(nAMP)AMP-pobre = 382,4995 lbmol/hr 173,5018 Kmol/hr(nCO2)AMP-pobre = 38,2500 lbmol/hr 17,3502 Kmol/hr(nH2S)AMP-pobre = 1,9125 lbmol/hr 0,8675 Kmol/hr
Tabla 10. Composicin de la amina pobre que entra al absorbedor.
Componentes ni (lbmol/hr) Xi (%molar) xi (fraccin) xi*Mi mi (lbm/hr)i (lbm/pie3)
H2O 1892,6030 81,7446 0,8174 14,7263 34095,24 61,6350AMP 382,4995 16,5208 0,1652 14,7263 34095,24 58,0142CO2 38,2500 1,6521 0,0165 0,7271 1683,380 51,0164H2S 1,9125 0,0826 0,0008 0,0282 65,182 51,4787
Total = 2315,2650 100,0000 1,0000 30,2078 69939,048
nAMP-pobre = 2315,2650 lbmol/hr 1050,204 Kmol/hr
Empleando la Ec. B-26, se tiene:mAMP-pobre = 69939,048 lbm/hr 31724,36 Kg/hr
MAMP-pobre = 30,2078 lbm/lbmol
Valores de densidad lquida para CO2 y H2S tomados de la Fig. 23-2 (GPSA, 1998).Densidad del agua de la Fig. 24-37 de Perry y Green (2001).
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Empleando las Ecs. B-27 y B-28, se tiene:AMP-pobre = 60,8530 lbm/pie3
AMP-pobre = 0,9873
III.1.7.
(PAMP-rica)sal-abs = 464,6960 lpca(nH2O)AMP-rica = 1892,6030 lbmol/hr 858,4849 Kmol/hr(nAMP)AMP-rica = 382,4995 lbmol/hr 173,5018 Kmol/hr
Empleando las Ecs. B-29 y B-30, se tiene:(nCO2)AMP-rica = 256,7640 lbmol/hr 116,4682 Kmol/hr(nH2S)AMP-rica = 1,9696 lbmol/hr 0,8934 Kmol/hr
Tabla 11. Composicin de la amina rica que sale del absorbedor y va al regenerador.
Componentes ni (lbmol/hr) Xi (%molar) xi (fraccin) xi*Mi mi (lbm/hr) i (lbm/pie3)
H2O 1892,6030 74,6932 0,7469 13,4560 34095,243 60,4600AMP 382,4995 15,0957 0,1510 13,4560 3
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