análisis de fallas en endulzamiento

Ingenieros Consultores y Asociados, C.A.Ingenieros Consultores y Asociados, C.A.

Prof. Marcías J. Martínez

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Endulzamiento Análisis de fallas

ENDULZAMIENTO SECCIÓN Nº 1

Título Pág.

1. Razones para remover los contaminantes del gas natural. 287

2. Variables que afectan la selección de procesos para el

endulzamiento del gas natural.

287

3. Principales equipos de una planta de amina. 289

4. Parámetros en los cuales se puede apoyar para controlar

la planta.

294

5. Contenido de gas ácido en la solución de amina pobre. 295

6. Capacidad de absorción de la MEA+. 295

7. Concentración de la solución y cantidad de gas ácido

removido

295

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8. Pérdidas de amina. 296

9. Operación de la planta. 297

10. Pérdida de la solución. 297

11. Causas de la degradación de la amina. 298

12. Pérdida de agua en la planta. 298

13. Método para la remoción de agua. 299

14. ¿Cómo localizar fallas en el sistema?. 299

15. Formación de espuma. 299

16. Producto fuera de especificaciones. 302

17. Demanda energética excesiva en el rehervidor del

regenerador. 303


Título Pág.

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18. Gas ácido residual en la solución pobre, en exceso. 303

19. Operaciones rutinarias. 304

20. ¿Cómo medir la concentración de amina en la

solución?. 304

21. Proceso de arranque de la planta de amina. 305

22. Solventes formulados (MEA+ ). 306

23. Temperatura de la solución pobre. 307

24. Caudal de la solución en cada torre. 307

25. Temperatura del rehervidor con solventes formulados. 308

26. Los solventes formulados pueden formar sales

térmicamente estables. 308


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27. Filtración. 309

28. Corrosión. 313


Título Pág.

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1. RAZONES PARA REMOVER LOS CONTAMI-

NANTES DEL GAS NATURAL

• Seguridad.• Control de la corrosión.• Especificaciones de los productos.• Para impedir la formación de hidratos.• Para disminuir los costos de compresión.• Evitar el envenenamiento de los catalizadores.• Satisfacer las exigencias ambientales.

ENDULZAMIENTOAnálisis de Fallas . Sección 1

Pág. 287

V A Índice S

2. VARIABLES QUE AFECTAN LA SELECCIÓNDE PROCESOS PARA EL ENDULZAMIENTODEL GAS NATURAL

2.1 REGULACIONES AMBIENTALES.

2.2 VOLUMEN DEL GAS QUE SE VA A

PROCESAR.

2.3 COMPOSICIÓN DEL GAS.


V A SÍndice

Pág. 287

2.1. REGULACIONES AMBIENTALES:

• Contenido de los contaminantes que se descargan a la atmósfera.• El tipo y concentración de impurezas en el gas ácido.• Las especificaciones del gas tratado.• Condiciones de presión y temperatura.• Del gas que se va a tratar.• Del gas tratado.


Pág. 287

V A SÍndice

2.2. VOLUMEN DEL GAS QUE SE VA A PROCESAR

• Volumen a condiciones normales.• Volumen a condiciones de

operación.• Cambios con el tiempo del volumen,

la presión y la temperatura.


Pág. 288

V A SÍndice

2.3. COMPOSICIÓN DEL GAS

2.3.1. Componentes del gas natural

Hidrocarburos:

Metano CH4

Etano C2H6

Propano C3H8

Butano C4H10

Gases ácidos:

Dióxido de carbono CO2

Sulfuro de hidrógeno H2SSulfuro de carbonilo COSDisulfuro de carbono CS2

Mercaptanos RSH


Pág. 288

V A SÍndice

2.3.1. Componentes del gas natural (Cont.)

Inorgánicos:Agua H2ONitrógeno N2

Oxígeno O2

Cloruros NaCl

Ocasionales:

Inhibidores, antiespumantes, sólidos, etc.Agentes y ácidos de fracturamientos.Aceites de compresores.


Pág. 288

V A SÍndice

2.3.2. EL COS, CS2, los mercaptanos y otros compuestosde azufre, pueden tener un impacto considerable enel diseño.

• Del proceso como tal.• De las instalaciones aguas abajo del

proceso.• Adicionalmente, si las impurezas afectan los

productos líquidos se debería instalar un proceso de tratamiento.


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V A SÍndice

3. PRINCIPALES EQUIPOS DE UNA PLANTA DE AMINA

• Separador: de entrada. de salida.• Absorbedor.• Tanque de venteo.• Intercambiador de calor.

• Regenerador.• Acumulador.• Rehervidor.• Recuperador.• Tanque de abastecimiento.• Filtros.


Pág. 289

V A SÍndice

3.1. SEPARADOR

El separador de la entrada debe estar muy bien

diseñado. A tal efecto, se debe considerar:

La presencia de fluidos ácidos.

La capacidad para manejar acumulaciones de líquido:

* Agua.

* Hidrocarburos.

* Químicas.

La capacidad para retener sólidos.


Pág. 289

V A SÍndice

3.2. ABSORBEDOR

• Es una de las unidades fundamentales en la planta de amina.

• Trabaja a la presión del gas.

• La temperatura de entrada de la solución debe estar 10°F, por encima de la temperatura del gas, para evitar condensación de los hidrocarburos.


Pág. 290

V A SÍndice

• Está diseñado para tratar el caudal total, a las condiciones de trabajo de la torre, más el volumen de la solución.

• Cuando cambia el caudal se deben ajustar las condiciones de flujo de la solución.

3.2. ABSORBEDOR (Cont.)


Pág. 290

V A SÍndice


• El operador debe estar bien informado sobre la

cantidad de gas ácido que se va a retirar del gas. Si

aumenta la concentración de gas ácido en la

alimentación se deberán hacer los ajustes

correspondientes.


Pág. 290

V A SÍndice

• Uno de los problemas más comunes en el absorbedor es la formación de espuma. Su presencia se puede determinar con los cambios de la presión diferencial entre el tope y el fondo del contactor.

• La Fig. No. 4-1 presenta un ejemplo del gradiente de temperatura en la torre. Cuando este gradiente se invierte ello indica que se está formando espuma



Pág. 290

V A SÍndice

3.3. TANQUE DE VENTEO

• La amina rica que sale del absorbedor debe pasar por un tanque de venteo o "flash tank".

• Para remover los hidrocarburos.

• Para disminuir la cantidad de gas ácido que se desprende al descender la presión.


Pág. 290

V A SÍndice

• Con el tanque de venteo instalado en la planta:

* Se reduce la corrosión en los intercambiadores de calor.

* Se disminuye el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.

3.3 TANQUE DE VENTEO (Cont.)


Pág. 290

V A SÍndice

* Se disminuye la demanda calorífica del

regenerador.

* El gas que se recupera podría utilizarse como

combustible.



Pág. 290

V A SÍndice


• Tiempo de retención en el tanque de venteo:* El tiempo de retención normal es de 5 a 30

minutos.* Si solamente hay metano y etano, el tiempo de

retención puede ser corto.* Los gases ricos requieren de un tiempo de

retención más largo.


Pág. 290

V A SÍndice

3.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR

• El principal intercambiador de la planta es el de amina rica / amina pobre.• Introduce ahorros energéticos apreciables.• Tiene como factor limitante la temperatura máxima de la amina rica, la cual no debe desprender gases ácidos antes de entrar al regenerador.


Pág. 292

V A SÍndice

3.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR (Cont)

• Un segundo intercambiador de calor normalmente es necesario para llevar la solución pobre a la temperatura mínima que sea posible. Normalmente 10°F por encima de la temperatura del gas de alimentación.


Pág. 292

V A SÍndice

3.5 REGENERADOR

Es el otro equipo de gran importancia en la planta.Las condiciones de trabajo (presión y temperatura), están dadas por el diagrama de fases de la solución, con el porcentaje por peso que se requiera en el sistema.


Pág. 292

V A SÍndice

Trabaja a presión ligeramente por encima de las condiciones atmosféricas. Cuando la presión es demasiado alta, la solución se degenera.

La presión mínima debe ser suficiente para pasar el gas ácido a través de una planta de conversión directa, donde se separa el azufre, así como, llevar la solución pobre hasta el tanque de abastecimiento.

3.5 REGENERADOR (Cont.)


Pág. 292

V A SÍndice

3.5.1. ACUMULADOR DE REFLUJO

Es un recipiente convencional, encargado de separar el gas ácido del agua que se licúa al pasar por el condensador.Trabaja a una presión aproximada de 5 lpcm.El agua condensada, o reflujo, dependerá de las condiciones de trabajo del acumulador. Por ejemplo: podría ser igual a 1,25 veces el número de moles de gas ácido que se retiran del sistema.


Pág. 292

V A SÍndice

3.5.2. REHERVIDOR

Es el punto de entrada de calor al sistema. Suple las

deficiencias energéticas y se encarga de balancear la

planta termodinámicamente.

Las condiciones de trabajo están dadas por el punto de

burbujeo de la solución a la presión del fondo de la

torre. Por ello es preciso estar seguro de cuáles son los

parámetros operacionales.


Pág. 293

V A SÍndice

3.6. RECUPERADOR O “RECLAIMER”

Es un equipo auxiliar por lo cual no siempre se incluye en el diseño. Puede utilizarse de manera ocasional instalándolo provisionalmente.

Se usa para purificar la solución, la cual se volatiliza y se devuelve al regenerador dejando los depósitos de sales y otras impurezas que dañan la amina en el recuperador.


Pág. 293

V A SÍndice

3.7. TANQUE DE ABASTECIMIENTO

Se utiliza para almacenar la solución de amina, la cual no debe ponerse en contacto con el aire, porque se deteriora.

Un colchón de gas natural o de gas inerte se usa para proteger la solución del contacto con el aire.Normalmente se instala interrumpiendo el circuito, pero puede hacerse de manera tal, que supla las deficiencias.

La solución se debe agregar ya preparada, con el porcentaje por peso que corresponda en el diseño.El operador debe estar familiarizado con las temperatura a las cuales puede trabajar la solución.


Pág. 293

V A SÍndice

3.8. FILTROS

Los filtros, en la planta de endulzamiento de amina, son muy necesarios y producen ahorros considerables porque mantienen limpia la solución.

Se recomienda remover las partículas de hasta 5 micrones, para lo cual se podría requerir de dos etapas.Un cartucho para 25 - 50 micrones.Un filtro de carbón activado.


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V A SÍndice

La limpieza en el filtro mecánico se hace eliminando primero las partículas grandes y luego, las más pequeñas: 50, 30, 10 y 5 micrones.

Los filtros se deben utilizar continuamente, desde el primer día.


3.8. FILTROS (Cont.)

Pág. 294

V A SÍndice

4. PARÁMETROS EN LOS CUALES SE PUEDE APOYAR PARA CONTROLAR LA PLANTA

4.1. PARÁMETROS FIJOS POR EFECTOS DEL DISEÑOPresión del absorbedor. Se considera fija, con el diseño. P = 1200 lpcm.

Número de platos:Absorbedor: 10 platos.Regenerador: 22 platos.

Temperatura de entrada de la carga: 120°F


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V A SÍndice

4.2. PARÁMETROS CONTROLABLES

La tasa de flujo de la solución.

En la planta tipo342 gpm en cada absorbedor, para 175 MM pcdn.La concentración de gas residual en la solución pobre.0,005 moles de gas ácido por mol de amina (mol/mol).


Pág. 294

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La concentración de gas ácido en la solución rica.0,30 moles de gas ácido por mol de amina ó 3,85 pies cúbicos de gas ácido por galón de solución.Absorción de gas ácido por mol de amina: 3,4 N.

4.2. PARÁMETROS CONTROLABLES (Cont.)


Pág. 294

V A SÍndice

5. CONTENIDO DE GAS ÁCIDO EN LA SOLUCIÓN DE AMINA POBRE

En algunos sistemas:0,15 a 0,22 moles de gas ácido por mol de amina, sin inhibidores.

La mayoría de las soluciones de amina sólo necesitan entre:

0,05 a 0,08 moles de gas ácido por mol de amina pobre.


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V A SÍndice

Puede llegar a: 0,01, pero se requiere mucha energía.Con una planta MDEA+ se llega a 0,005 moles gas ácido/mol de amina pobre. Se mide con un Espectrofotómetro con colector de fibras ópticas remotas.


5. CONTENIDO DE GAS ÁCIDO EN LA SOLUCIÓN DE AMINA POBRE (Cont.)

Pág. 295

V A SÍndice

6. CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE LA MDEA+

Gas ácido residual en la amina pobre:= 0,005 moles de gas ácido/mol de amina pura.= 1,9 pie3 de gas ácido a CN/mol de amina pura.= 0,065 pie3 de gas ácido/gal de solución al 50% p/p.

Gas ácido absorbido en el contactor:= 0,295 moles de gas ácido/mol de amina pura.= 3,85 pie3 de gas ácido/gal de solución al 50% p/p.


Pág. 295

V A SÍndice

Gas ácido en la amina rica:

= 0,3 moles de gas ácido/mol de amina pura.= 8,28 pie3 de gas ácido/gal de amina pura.= 3,915 pie3 de gas ácido/gal de solución al

50% p/p.


6. CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE LA MDEA+

Pág. 295

V A SÍndice

7. CONCENTRACIÓN DE LA SOLUCIÓN Y CANTIDAD DE GAS ÁCIDO REMOVIDO

Algunos indicadores se pueden usar como referencia:

SOLUCIÓN DE AMINA CONCENTRACIÓN %P/P pie3/gal m3/litro

MEA 15 - 20 3 - 4 0,02 - 0,03DEA 20 - 30 3 - 4 0,02 - 0,03DGA 50 - 70 5 - 6 0,04 - 0,05SULFINOL 50 - 70 5 - 6 0,04 - 0,05MDEA+ 45 - 55 3 - 4 0,02 - 0,03

GAS ÁCIDO REMOVIDO


Pág. 295

V A SÍndice

7.1. Sensibilidad de respuesta de una planta de MEA, al 15% p/p

CAUDAL DE LA SOLUCIÓN DE MEA H2S EN EL GAS TRATADOgpm lts/min ppm,v91 346 (comienzo) 2,589 338 2,887 338 3,185 322 3,483 314 3,781 306 4,0 (límite máximo)


Pág. 296

V A Índice S

7.1.1. Sensibilidad de una planta de MEA. Máxima concentración permisible

17% POR PESO DE MEA CONCENTRACIÓN DE H2Sgpm ltrs/min ppm,v81 306 3.079 298 3.577 290 4.0


Pág. 296

V A SÍndice

8. PÉRDIDAS DE AMINA

Normal: 1 a 3 lbs/MM pcn

De: 40 a 120 gals/día

Para 175 MM pcdn:

350 lbs/día

40 gals/día

Para 350 MM pcdn:

700 lbs/día

80 gals/día


Pág. 296

V A SÍndice

9. OPERACIÓN DE LA PLANTA

Al bajar la carga de gas en la alimentación, debe bajar la

tasa de circulación de la solución de amina.

Si el gas tratado es de mayor calidad (Ej. 2,5 ppm,v de

H2S), usted puede bajar el "galonaje" llevando el

contenido de gas ácido hasta el límite permitido (Ej. 4,0

ppm,v de H2S).


Pág. 297

V A SÍndice

Al aumentar la concentración de la solución, sigue

bajando el galonaje, cuidando de no exceder la solución

del 50% p/p.

Las condiciones ideales de operación se logran cuando:

El H2S está en el máximo permitido.

El suministro de calor está en el mínimo.

La corrosión está dentro de límites aceptables.

9. OPERACIÓN DE LA PLANTA (Cont)


Pág. 297

V A SÍndice

10. PÉRDIDA DE LA SOLUCIÓN

10.1. ¿CÓMO EVITAR LAS PÉRDIDAS DE AMINA?

Evitando y corrigiendo la formación de espuma.Manteniendo la temperatura de la amina en 130°F.Con un separador - recuperador de amina - en la corriente de gas dulce.Disminuyendo el arrastre en el gas ácido del tanque de expansión.Con un separador - recuperador de amina - en la corriente de gases de cola


Pág. 297

V A SÍndice

10.2. PRINCIPALES CAUSAS DE LAS PÉRDIDAS DE AMINAS:

Degradación de la solución.Formación de espuma.Arrastre de la solución.Vaporización.Trabajos de limpieza mal hechos.


Pág.297

V A SÍndice

Al cambiar el filtro, sin drenar previamente la solución.Extractor de niebla del absorbedor: tapado o dañado.Arrastre de solución en la corriente de gases de cola.Arrastre en el venteo del tanque de expansión.Temperaturas muy altas en el tope del regenerador. (Por encima de 210°F al salir de la torre, antes del condensador y por encima de 120°F después del acumulador).


10.2. PRINCIPALES CAUSAS DE LAS PÉRDIDAS DE AMINA (Cont.)

Pág. 297

V A SÍndice

11. CAUSAS DE LA DEGRADACIÓN DE LA AMINA

Permitir que la amina se ensucie.Recircular la amina sucia que queda entrampada en sumideros y drenajes, sin purificarla.Se le ha agregado antiespumante en exceso.Se le ha agregado un antiespumante que no corresponde.


Pág. 298

V A SÍndice

El uso de inhibidores de corrosión incompatibles con la solución.Exponer la amina al contacto con el aire.Se debe usar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento con una presión de 1" a 2" de agua.


11. CAUSAS DE LA DEGRADACIÓN DE LA AMINA (Cont.)

Pág. 298

V A SÍndice

12. PÉRDIDA DE AGUA EN LA PLANTA

Por efecto del trabajo que se realiza es necesario agregar el agua que se pierde durante el proceso.

El agua que se agregue debe ser desmineralizada, para evitar sólidos que dañan la solución y depósitos de sales que destruyen la planta


Pág. 298

V A SÍndice

El agua que falta y que debe ser agregada se va absorbida con el gas natural, el cual la absorbe de la solución; con el gas ácido y con el gas combustible del tanque de venteo.

El agua de reposición se puede agregar en el tanque de abastecimiento, en los platos del tope del absorbedor o en el recuperador, si hay uno instalado.


12. PÉRDIDA DE AGUA EN LA PLANTA (Cont.)

Pág. 298

V A SÍndice

13. MÉTODO PARA LA REMOCIÓN DE AGUA

En ocasiones, la solución está muy concentrada por lo cual podría aumentar la tasa de corrosión. En ese caso habría que agregarle agua.

Otras veces la solución se diluye porque absorbe agua del gas natural.


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V A SÍndice

Se recomienda trabajar con la solución dentro de los límites fijados por el fabricante o diseñador del producto.

El agua en exceso se puede retirar en el condensador de reflujo.


13. MÉTODO PARA LA REMOCIÓN DE AGUA (Cont.)

Pág. 299

V A SÍndice

14. ¿CÓMO LOCALIZAR FALLAS EN EL SISTEMA?

Con la diferencia de temperatura a través del intercambiador de calor amina/amina.

Con la diferencial de presión entre el tope y el fondo de las torres.

Con el perfil de temperatura del absorbedor.

Verificando el color de la amina pobre.


Pág. 299

V A SÍndice

15. FORMACIÓN DE ESPUMA

Un cambio abrupto de la presión diferencial en el absorbedor podría indicar que se está empezando a formar espuma.

Cuando esto ocurre, el contacto entre el gas y la solución es pobre, con lo cual se reduce la eficiencia del tratamiento o la capacidad de absorción del sistema.

Y no se pueden satisfacer la especificaciones del gas tratado.


Pág. 299

V A SÍndice

15.1. PROBLEMAS QUE OCASIONA

Aumenta las pérdidas de amina.

La amina puede salir por el tope de la torre.

Producto fuera de especificaciones.

Reduce la eficiencia de la absorción.

Produce corrosión.

Aumenta el consumo de energía.

Contaminación de los procesos aguas abajo de la planta.


Pág. 299

V A SÍndice

15.2. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA

Sucio o fragmentos metálicos en la solución.Presencia de hidrocarburos líquidos en el sistema.Exceso de productos de degradación en la solución.Velocidades muy altas del gas y de los líquidos.Formación de sales térmicamente estables.Mala selección del antiespumante o no se agregó lentamente


Pág. 300

V A SÍndice

Los filtros de papel o químicamente tratados pueden producir espuma en la solución.El petróleo, los productos que se utilizan para remover el petróleo pueden producir espuma.La lana virgen de los filtros y los blanqueadores del algodón pueden producir espuma, si el fabricante no sabe preparar el cartucho, antes de usarlo. Problemas de tipo mecánico.

15.2. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA (Cont.)


Pág. 300

V A SÍndice

15.3. ¿CÓMO DETECTAR LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL ABSORBEDOR?

El nivel de líquido en el tanque de abastecimiento desciende inesperadamente.Aumenta la diferencial de presión en la columna.Observe una muestra de la solución pobre tomada después del filtro y centrifúguela. Si está obscura, nublada o tiene partículas sólidas limpie los elementos del filtro o cámbielos, si fuere necesario.


Pág. 300

V A SÍndice

Verifique que la temperatura del gas de alimentación esté con 10°F por debajo de la temperatura de la solución pobre que llega al absorbedor (Ej. 120°F ó menos).Verifique que no hayan hidrocarburos líquidos en el separador de salida.Observe el nivel de los líquidos en el separador de entrada. Compruebe que la presión diferencial en el absorbedor esté dentro de los límites recomendados.

15.3. ¿CÓMO DETECTAR LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL ABSORBEDOR? (Cont.)


Pág. 300

V A SÍndice

15.4. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL REGENERADOR

EL TANQUE DE VENTEO SE QUEDÓ SIN SOLUCIÓN.

Asegúrese de que el nivel de líquido no haya

descendido al punto de que permita la entrada de gas a

la línea de líquido.


Pág. 301

V A SÍndice

EL TANQUE DE VENTEO SE LLENÓ CON HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.

Verifique las facilidades de drenaje y compruebe que

estén funcionando de manera apropiada.

15.4. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL REGENERADOR (Cont.)


Pág. 301

V A SÍndice

Saque una muestra de la solución rica del tanque de

venteo y compruebe que no tenga una capa de aceite. Si

tiene aceite ello indica que las facilidades de remoción

de los hidrocarburos no están trabajando bien o que no

existen tales facilidades, por lo cual se han acumulado

hidrocarburos en el sistema. Compruebe que el

separador de la entrada esté trabajando bien.



Pág. 301

V A SÍndice

LA SOLUCIÓN RICA ESTÁ SUCIA.

En algunos casos la solución rica está tan sucia, que

debe ser filtrada antes de introducirla al regenerador.



Pág. 301

V A SÍndice

15.5. ¿CÓMO ELIMINAR LA FORMACIÓN DE ESPUMA?

Evitando que la amina se ensucie.

Localizando la razón del espumaje y corrigiendo la falla.

Agregando antiespumante (Método costoso).Reduciendo la carga del gas de alimentación.

Reduciendo momentáneamente la tasa de circulación de amina.


Pág. 301

V A SÍndice

15.6. CARACTERÍSTICAS DE LOSANTIESPUMANTES.

Normalmente no se recomienda el uso de

antiespumantes.

Con cualquier inhibidor o antiespumante que se utilice

se debe verificar previamente que sea compatible con la

amina de la planta.


Pág. 301

V A SÍndice

De los antiespumantes utilizados los más recomendados son los que se hacen a base de emulsiones de silicona o de polialquilénglicol

Dosificación: 5 a 20 ppm.

Se agrega en forma ocasional y no de manera contínua.

El uso contínuo ayuda a la formación de espuma.Se debe agregar corriente arriba de los puntos de alta turbulencia (Ej. aguas arriba del tanque de expansión).

15.6. CARACTERÍSTICAS DE LOS ANTIESPUMANTES (Cont.)


Pág. 301

V A SÍndice

15.7. PRUEBA PARA DETERMINAR EL CARÁCTER ANTIESPUMANTE.

En un cilindro de 1.000 ml., coloque 200 ml. de la solución.

Agregue varias gotas del antiespumante.

Burbujee aire a tasa constante, libre de grasas, durante cinco minutos.


Pág. 302

V A SÍndice

Corte el aire y mida con un cronómetro el tiempo necesario para que desaparezca la espuma.

Al verificar varias marcas del antiespumante podrá seleccionar el mejor.

Evite la contaminación. Limpie bien el cilindro entre una y otra prueba.

15.7. PRUEBA PARA DETERMINAR EL CARÁCTER ANTIESPUMANTE (Cont.)


Pág. 302

V A SÍndice

16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES

Observe si hay formación de espuma y corríjala.

Compruebe que el caudal de gas que llega a la planta no

es mayor que el caudal de diseño: 175 MM pcdn en

cada absorbedor de la planta tipo.

Verifique la presión del absorbedor y compruebe que no

esté por debajo de la condición de diseño: 1.200 lpcm

en la planta modelo.


Pág. 302

V A SÍndice

Verifique la temperatura del gas que llega a la planta,

para garantizar que no esté por encima del punto de

diseño: ej. 120°F.

Verifique el contenido de gas ácido en el gas de la

entrada y compruebe que esté dentro de los límites del

diseño: 60 ppm,v.

16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES. (Cont.)


Pág. 302

V A SÍndice

Compruebe que la tasa de flujo de la solución pobre

hacia el absorbedor es la cantidad apropiada: 342 gpm

en la planta modelo de MDEA+.

Asegúrese de que el gas residual de la solución pobre

esté dentro de los límites del diseño: 0,005 mol/mol,

en el ejemplo.


16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES. (Cont.)

Pág. 302

V A SÍndice

Asegúrese de que no existan roturas en el intercambiador de calor amina/amina. La solución rica podría fluir hacia la solución pobre, en ese caso el contenido de gas ácido en la solución pobre a la salida el intercambiador, será mayor que la cantidad medida a la entrada.

Inspeccione la torre por dentro, para ver los efectos de corrosión, escarcha, etc.

16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES (Cont.)


Pág. 302

V A SÍndice

17. DEMANDA ENERGÉTICA EXCESIVA EN EL REHERVIDOR DEL REGENERADOR

Observe si ha aumentado la tasa de flujo de la solución pobre: 342 gpm.

Observe si ha bajado la temperatura de la solución rica a la salida del intercambiador de calor: T < 200°F.

Compruebe que el nivel de líquido del rehervidor esté por encima de los tubos de calentamiento.


Pág. 303

V A SÍndice

Verifique el nivel de la corrosión en el calentador del rehervidor, lo cual podría restringir la transferencia de calor. Cuando la tasa de flujo es normal y la carga calorífica es mayor que lo normal, se puede pensar en el efecto de la corrosión. En ese caso se debe limpiar el haz de tubos.

17. DEMANDA ENERGÉTICA EXCESIVA EN EL REHERVIDOR DEL REGENERADOR (Cont.)


Pág. 303

V A SÍndice

18. GAS ÁCIDO RESIDUAL EN LA SOLUCIÓN POBRE, EN EXCESO

Verifique la carga calorífica del rehervidor.

Compruebe que no hayan fugas en el intercambiador amina/amina.

Asegúrese de que no haya aumentado la concentración de gas ácido en la solución rica.


Pág. 303

V A SÍndice

Si las condiciones de operación del regenerador son normales, pero el gas residual es alto, las bandejas del regenerador podrían estar tapadas o dañadas. Se requiere una inspección interna.

18. GAS ÁCIDO RESIDUAL EN LA SOLUCIÓN POBRE, EN EXCESO (Cont.)


Si las bandejas del regenerador tienen líneas de drenaje hacia afuera, tome muestras de líquido y determine el contenido de hidrocarburos. Si ese es el caso, la torre debe ser cerrada para drenarle los hidrocarburos líquidos.

Pág. 303

V A SÍndice

19. OPERACIONES RUTINARIAS

La lista para verificar operaciones de rutina, es la siguiente:

Compruebe el contenido de gas ácido en el gas tratado que sale del absorbedor y ajuste el caudal de la solución de amina o la cantidad de calor en el regenerador.

Verifique el nivel de cada recipiente y restituya el controlador de nivel, cuando sea necesario.

Observe la caída de presión a través de los filtros y reemplace los elementos o límpielos.


Pág. 304

V A SÍndice

Mida la temperatura de la solución pobre que sale del intercambiador para comprobar que esté 10°F (6°C), por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. Ajuste el flujo de amina a través del enfriador de aire.

19. OPERACIONES RUTINARIA (Cont.)


Pág. 304

V A SÍndice

Verifique la presión en el tanque de venteo y en el regenerador para ver si están en el nivel apropiado. Ajuste los controladores de presión para mantenerla en el punto recomendado por los fabricantes de la planta.

Garantice las tasas de flujo correctas de la solución pobre hacia los absorbedores.

19. OPERACIONES RUTINARIA (Cont.)


Pág. 304

V A SÍndice

20. ¿CÓMO MEDIR LA CONCENTRACIÓN DE AMINA EN LA SOLUCIÓN?

POR TITULACIÓN

Es el método más común para determinar la concentración de amina en la solución.No es exacto - y se presta a errores graves -cuando hay sales disueltas térmicamente estables y/o amoníaco en la solución.


Pág. 304

V A SÍndice

POR CROMATOGRAFÍA

Es exacto.Más costoso.Requiere de habilidad y experticia del personal.


20. ¿CÓMO MEDIR LA CONCENTRACIÓN DE AMINA EN LA SOLUCIÓN?

Pág. 304

V A SÍndice

21. PROCESO DE ARRANQUE DE LA PLANTA DE AMINA

El procedimiento de arranque de la planta, se compone

de tres etapas:

1. Establecer la circulación de la solución en la planta.

2. Aplicar calor al rehervidor del regenerador e iniciar

el reflujo en la torre.

3. Abrir la corriente de gas ácido hacia el contactor y

empezar el proceso de endulzamiento.


Pág. 305

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A fin de circular la solución a través del sistema será necesario presurizar los recipientes, lo cual puede hacerse con gas dulce o agrio. La presión en el contactor, debe ser -por lo menos- 150 lpcm (10 bars), la del tanque de venteo: 50 lpcm (3 bars) y la del regenerador: 5 lpcm (0,3 bars). Después que el sistema haya sido presurizado, se procede de la siguiente manera:

21. PROCESO DE ARRANQUE DE LA PLANTA DE AMINA (Cont.)


Pág. 305

V A SÍndice

ESTABLECER LA CIRCULACIÓN DE LA SOLUCIÓN EN LA PLANTA

Empiece a circular la solución hasta lograr las

temperaturas correctas. Siga las instrucciones hasta el

aparte 7. Al poner al máximo la carga de vapor del

rehervidor se garantiza una solución regenerada durante

el arranque.


Pág. 305

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1. Arranque el sistema de bombeo de la solución pobre que va al absorbedor.2. Cuando aparezca el fluido en el fondo del absorbedor, ponga el controlador de nivel del fondo en servicio activo, para que el líquido pueda fluir hacia el tanque de venteo.3. Cuando la solución aparezca en el tanque de venteo, ponga el controlador de nivel en servicio de tal manera que el líquido pueda fluir hacia el regenerador.

ESTABLECER LA CIRCULACIÓN DE LA SOLUCIÓN EN LA PLANTA (Cont.)


Pág. 305

V A SÍndice

APLICAR CALOR AL REHERVIDOR DEL REGENERADOR E INICIAR EL REFLUJO EN LA TORRE

4. Cuando se observe el nivel de líquido en el

regenerador, ponga el controlador de nivel en servicio,

de tal manera que el líquido siga fluyendo hacia el

tanque de abastecimiento, si está instalado al sistema, o

al absorbedor.

5. Después de estabilizar la circulación a través de la

planta abra la fuente de calor del rehervidor.


Pág. 305

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6. Ponga el condensador de reflujo en servicio.

7. Al aparecer líquido en el acumulador, arranque la

bomba de reflujo y ponga en servicio el controlador de

nivel del acumulador para regular la tasa de flujo.

Aumente el calor del rehervidor hasta que la tasa de

flujo llegue al nivel de diseño.

8. Ponga en servicio el enfriador de amina

APLICAR CALOR AL REHERVIDOR DEL REGENERADOR E INICIAR EL REFLUJO EN LA TORRE (Cont.)


Pág. 306

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ABRIR LA CORRIENTE DE GAS ÁCIDO HACIA EL CONTACTOR Y EMPEZAR EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO

9. Empiece a introducir, de manera gradual, el gas ácido a la torre de absorción. y las tasas de despojamiento por encima del nivel de diseño.

Los puntos 10 y 11, aplican en el caso de solventes formulados


Pág. 306

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10. Gradualmente reduzca el caudal de la solución hasta que los niveles de H2S y CO2 se aproximen a las especificaciones. En este momento aumente la tasa de circulación entre el 2% y el 10%, como factor de seguridad.


11. Después de optimar la tasa de circulación, reduzca gradualmente la carga calorífica del rehervidor hasta que se obtenga la temperatura óptima en el tope del regenerador.

Pág. 306

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12. Verifique los niveles de líquido, temperaturas, presiones y caudales hasta estabilizar las condiciones del proceso.

13. Es importante medir y grabar los datos y el balance de materiales alrededor del sistema, durante el proceso de arranque y optimización de la planta y, posteriormente, mantenga el registro. Estos datos son útiles para localizar fallas y optimar el sistema.


Pág. 306

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22. SOLVENTES FORMULADOS (MDEA+)

Operan dentro de un rango del 50% p/p (±5%).

Tienen menor potencial de corrosión.

Si se opera por encima del 50% p/p, pueden generar los siguientes problemas:

Cambios de la viscosidad.

Poca eficiencia en la absorción.

Incremento de la captación de hidrocarburos.


Pág. 306

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Transferencia de calor pobre.

Mayores requerimientos de bombeo.

Operar con concentraciones más bajas implica:

Tasas de flujo más altas.

Cargas caloríficas en el rehervidor más altas.

Menor eficiencia para servicio selectivo con CO2.


22. SOLVENTES FORMULADOS (MDEA+) (Cont.)

Pág. 306

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23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE

Debe estar 10°F por encima de la temperatura del gas.

La temperatura de la solución pobre debe estar por

debajo de 130°F. Por encima de este valor disminuye

a capacidad de la solución para retener el gas ácido.


Pág. 307

V A SÍndice

Con aplicaciones selectivas, la temperatura de la solución pobre debe estar tan baja como sea posible, pero nunca por debajo de 80°F, porque empiezan a aparecer problemas con la viscosidad.

23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE (Cont.)


Pág. 307

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Para la remoción de CO2, la temperatura debe estar

entre 100 y 130°F, por debajo se afecta la absorción.

Cuando se trabaje con hidrocarburos líquidos, la temperatura de la solución pobre debería estar entre 145°F y 160°F.


23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE (Cont.)

Pág. 307

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24. CAUDAL DE SOLUCIÓN EN CADA TORRE: 342 GPM

24.1. EL AUMENTO INNECESARIO DEL CAUDAL DE LA SOLUCIÓN SIGNIFICA:

No se satisfacen los requerimientos de diseño. Corrosión.

Menor selectividad.

Pérdidas del solvente.


Pág. 307

V A SÍndice

24.2. LA DISMINUCIÓN DEL CAUDAL PUEDE

PRODUCIR:

Cargas altas de gas ácido en la solución.

Productos fuera de especificaciones.

Corrosión.

Con solventes formulados, la presión y la temperatura

en el tope del regenerador son muy importantes en el

control de la planta.


Pág. 308

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25. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR CON SOLVENTES FORMULADOS:

Solución al 50% p/p, a:

6 lpcm (1070,2 mm Hg) hierve a 238,54°F


7,36 lpcm (1140,5 mm Hg) hierve a 242,10°F

12 lpcm (1380,4 mm Hg) hierve a 253.10°F



Pág. 308

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Para evitar descomposición, la temperatura debe ser de 280°F ó menos (Pv = 2137,95 mm Hg ó 26,65 lpcm).En la superficie de los tubos del rehervidor no debe ser mayor de 320°F (Pv = 3823,54 mm Hg ó 59,26 lpcm).La transferencia de calor en el rehervidor debe ser menor de 7000 Btu/hr x pie².Condición de diseño: 4.081,5 Btu/hr x pie²Condición de trabajo: 2.439,2 Btu/hr x pie²

25. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR CON SOLVENTES FORMULADOS (Cont.)


Pág. 308

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26. LOS SOLVENTES FORMULADOS PUEDEN FORMAR SALES TÉRMICAMENTE ESTABLES

26.1. LAS SALES ESTABLES CRECEN Y OCASIONAN:

Formación de espuma.Endulzamiento pobre.Corrosión.Pérdida excesiva de amina.Producen gasto excesivo de energía.


Pág. 308

V A SÍndice

26.2. LAS SALES ESTABLES SE ELIMINAN CON NEUTRALIZADORES

Carbonato de sodio.

Hidróxido de sodio.

Los neutralizadores crean depósitos que obligan a

cambiar los cartuchos del filtro con más frecuencia.


Pág. 309

V A SÍndice

Los neutralizadores se deben calcular con exactitud.

Cuando se usan neutralizadores o hay amoníaco

presente el proceso de titulación no es confiable.

En ese caso se debe determinar la concentración de

amina con un cromatógrafo.


26.2. LAS SALES ESTABLES SE ELIMINAN CON NEUTRALIZADORES (Cont.)

Pág. 309

V A SÍndice

27. FILTRACIÓN

27.1. FILTROS MECÁNICOS

Los filtros están disponibles de 1 a 50 micrones.

Cuando más fino es el filtro más cara es la filtración.

Se debe comenzar filtrando las partículas grandes y

progresivamente las más pequeñas (50, 30, 10 y 5

micrones).


Pág. 309

V A Índice S

27.2. TASA DE FLUJO EN UN FILTRO

DEPENDE DE:

Tipo de cartucho.

Tamaño de la partícula, en micrones.

Viscosidad del fluido.


Pág. 309

V A SÍndice

27.3. PROBLEMAS QUE OCASIONAN LOS SÓLIDOS EN SUSPENSIÓN:

Ensucian la solución.

Taponan los filtros.

Acortan la vida útil del carbón activado.

Disminuyen la eficiencia del filtro.

Producen espumaje.

Corrosión.

Erosión.


Pág. 309

V A SÍndice

27.4. EL FILTRO DEBE ESTAR COLOCADO:

Aguas arriba del filtro de carbón activado.

En algunas plantas lo colocan aguas abajo para

retener las partículas de carbón. Es más barato

diseñar bien el filtro de carbón.

Del lado de la amina pobre, para proteger a los

operadores en el momento de cambiar el

cartucho.


Pág. 310

V A SÍndice

27.5. LA SELECCIÓN DE UN CARTUCHO SE HACE ATENDIENDO A:

La resistencia del cartucho a las químicas.

Capacidad para retener sólidos.

La tasa de flujo óptima a través del cartucho.

La máxima presión diferencial que puede tolerar antes

de romperse.


Pág.310

V A SÍndice

27.6. FACTORES QUE AFECTAN EL CARTUCHO DEL FILTRO

Un filtro nuevo, por lo general tiene de 3 a 8 lpcm de

caída de presión.

Cuando se tapa, la diferencial de presión excede de 15 a

25 lpcm y colapsa.


Pág. 306

V A SÍndice

Los filtros deben ser limpiados o cambiados cuando la

diferencial de presión se acerque al máximo

recomendado por el fabricante.

Los filtros de papel o químicamente tratados pueden

producir espuma.

27.6. FACTORES QUE AFECTAN EL CARTUCHO DEL FILTRO (Cont).


Pág. 310

V A SÍndice

27.7. ELEMENTOS QUE AFECTAN EL CARTUCHO

Sólidos en suspensión causan ensuciamiento, formación

de espuma y taponamiento.

Esto a su vez, produce: pérdidas de amina, corrosión,

erosión y daños a las bandejas.

Filtros de papel o químicamente tratados pueden

producir espumaje.

Los cartuchos que tienen goma pueden ser destruidos en

el servicio de amina.


Pág. 310

V A SÍndice

27.8. FILTRO DE CARBÓN ACTIVADO¿QUÉ HACE?

Retiene los hidrocarburos disueltos en la amina.

Retiene los inhibidores de corrosión, aceite de

compresores, productos químicos utilizados en el

tratamiento de los pozos y demás contaminantes que no

son removidos por los filtros mecánicos.

Reduce la formación de espuma.

Ayuda a disminuir la corrosión.

Disminuye el consumo de amina.


Pág. 311

V A SÍndice

27.8.1. UBICACIÓN

Es preferible que el filtro esté colocado del lado de la

amina pobre.

Es peligroso ubicar el filtro de carbón en la línea de

amina rica, debido a los problemas de seguridad

asociados a la presencia de H2S que surgen al tratar de

cambiar el carbón.


Pág. 311

V A SÍndice

Debido a que la amina rica está cargada de gases

ácidos, la caída de presión en el lecho de carbón

pudiera desprender gases (“flashing”). Esto podría

producir bolsillos de gas que, a su vez, bloquearían el

flujo de amina y aumentarían el potencial de corrosión.

La adsorción se favorece en el rango de temperatura de

120 a 150°F.

27.8.1. UBICACIÓN (Cont.)


Pág. 311

V A SÍndice

27.8.2. CARACTERÍSTICAS

La temperatura de operación de la amina debe estar

entre 120°F - 150°F.

Por debajo de este rango la viscosidad de la amina

aumenta mucho.

Por encima del rango se reduce la capacidad de

adsorción.


Pág. 311

V A SÍndice

La entrada y salida de la solución debe permitir el aprovechamiento máximo de la altura del lecho. La malla de soporte debe estar bien diseñada. Se requiere de varios lechos de soporte para mantener el carbón dentro del recipiente. Cuando los lechos de soporte no están bien instalados, el polvo de carbón se dispersa en la solución y tapona

el sistema. Ej. los tubos de los intercambiadores.

27.8.2. CARACTERÍSTICAS (Cont.)


Pág. 311

V A SÍndice

27.8.3. CARACTERÍSTICAS DEL CARBÓN

No se debe utilizar carbón de madera. El carbón activado instalado en la planta modelo

tiene las siguientes especificaciones: Origen:lignito o bitumen Tamaño:8 x 30 mesh. % mayor que 8 mesh: 15% máximo. % menor que 30 mesh: 4% máximo. Densidad: 32,5 lbs/pie3.


Pág. 312

V A SÍndice

La camada debe ser cambiada cuando la amina empieza a ponerse obscura y la diferencial de presión alcanza el nivel de diseño. Se recomienda tratar entre el 5% y el 10% del flujo total. El tiempo de retención en la camada debe ser de 20 minutos o más. La velocidad superficial debería estar en el rango de 2 a 10 gpm por pie cuadrado de sección transversal.

27.8.3. CARACTERÍSTICAS DEL CARBÓN (Cont.)


Pág. 312

V A SÍndice

27.8.4. REGENERACIÓN DEL CARBÓN

Por lo general el vapor no puede remover los

contaminantes pesados. Para ello debe estar 50°F por

encima del punto de burbujeo de los contaminantes.

La inyección de vapor debe hacerse en

contracorriente, para no dañar la camada.

El procedimiento de llenado se hace cubriendo el

carbón con una solución de agua al 5% p/p de amina.


Pág. 312

V A SÍndice

Luego el agua se retira por arriba (punto de entrada de la amina).También es factible lavar el recipiente con un detergente, durante 6 a 12 horas, con el fin de remover el aire.De no removerse el aire se puede perder la camada, porque se canaliza.El agua de jabón se retira por el tope. Se bombea agua pura hasta que salga toda la solución jabonosa. Recuerde que el jabón genera espuma.

27.8.4. REGENERACIÓN DEL CARBÓN (Cont.)


Pág. 312

V A SÍndice

28. CORROSIÓN

28.1. EL CO2 EN PRESENCIA DE AGUA LIBRE

FORMA ÁCIDO CARBÓNICO

El ácido ataca el hierro y forma un bicarbonato soluble

que - al calentarse - libera CO2 y un óxido de hierro

insoluble.

O se hidroliza como carbonato de hierro.


Pág. 313

V A SÍndice

28. CORROSIÓN


FORMA ÁCIDO CARBÓNICO (Cont.)

Si hay H2S presente, reaccionará con el óxido de hierro

para formar un sulfuro de hierro.

A su vez, el sulfuro de hierro, forma una capa protectora

y evita el progreso de la corrosión.


Pág. 313

V A SÍndice

Pero la capa protectora puede ser eliminada debido a las

altas velocidades del fluido. El metal queda -de nuevo -

expuesto a la acción de los ácidos.

El H2S ataca - nuevamente - y genera el sulfuro de

hierro. La pared metálica se va disminuyendo de manera

progresiva.

Cuando el H2S está en el orden de los ppm,v y el CO2 es

mayor del 2% el sistema es particularmente corrosivo.




Pág. 313

V A SÍndice

La corrosión es función de la temperatura.

La carga de gas ácido en la solución de amina tiene un

impacto fuerte sobre la corrosión.

Las velocidades altas de los fluidos pueden eliminar la

capa protectora de sulfuro de hierro y generar tasas altas

de corrosión.

En general, las velocidades de los fluidos agrios debería

ser la mitad de las que se usan con fluidos dulces.




Pág. 313

V A SÍndice

28.2. ZONAS DE ALTA CORROSIVIDAD

El rehervidor, debido a la temperatura.

El lado rico de los intercambiadores de amina.

Los tubos a la salida del regenerador.

Las concentraciones de gas ácido en el gas producen

altas tasas de corrosión.

El H2S se disocia en el agua para formar ácido

sulfídrico, el cual ataca el hierro y forma sulfuro de

hierro.


Pág. 313

V A SÍndice

28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN

Mantenga la temperatura del rehervidor lo más baja que sea posible.Utilice sistemas de calentamiento medianos antes que altos (fuego directo). Garantice la filtración efectiva y disminuya los sólidos y productos degradantes del sistema.Elimine el oxígeno presente. Libere los vapores de los tanques de almacenamiento y mantenga una presión positiva en la succión de todas las bombas.


Pág. 314

V A SÍndice

No permita la formación de vacío.

Utilice agua desmineralizada o condensado de vapor de

agua.

Mantenga la concentración de la solución de amina, en

el mínimo requerido.

En los intercambiadores, la solución rica deberá pasar a

través de los tubos.

Mantenga el nivel de la solución de amina sobre los

tubos del rehervidor a una altura mínima de 6".

28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN (Cont.)


Pág. 314

V A SÍndice

Los inhibidores de corrosión que se utilizan en las

plantas de endulzamiento poseen aminas de alto peso

molecular y sales metálicas pesadas.

Existen inhibidores que permiten aumentar la

concentración de la solución y utilizar mayores cargas

de gas ácido en presencia de H2S y CO2

En estos casos específicos los inhibidores producen

ahorros potenciales tanto en los costos de capital como

en los de operación.

28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN (Cont.)


Pág. 314

V A Índice S

28.4. INDICADORES DE LA EXISTENCIA DE LA CORROSIÓN

Demasiado gas ácido en la solución rica o pobre.

Productos de degradación en la solución.

La tasa de corrosión se mide en milésimas de pulgada

por año (mpy).


Pág. 314

V A Índice S

Una tasa de corrosión de 5 a 10 mpy se considera

tolerable. Con este desgaste los equipos deberían durar

entre 10 y 20 años.

El punto ideal de operación se alcanza cuando el

contenido de gas ácido en la solución se aumenta hasta

que la corrosión llegue al mínimo tolerable.


28.4. INDICADORES DE LA EXISTENCIA DE LA CORROSIÓN (Cont.)

Pág. 314

V A Índice S

28.5. COSTOS DE CORROSIÓN:

LOS COSTOS DE CORROSIÓN INCLUYEN:

El reemplazo de los equipos corroídos.Paros no programados de la planta.Cambios drásticos de las operaciones.Contaminación de la amina.Pérdidas de la amina debido a la corrosión.Corrosión permisible.


Pág. 315

V A Índice S


Mantenimiento preventivo innecesario.Uso de metales más costosos de lo necesario.Aspectos de seguridad.Peligros para la salud. Impacto ambiental.

28.5. COSTOS DE CORROSIÓN (Cont.):

LOS COSTOS DE CORROSIÓN INCLUYEN:

Pág. 315

V A Índice S

28.6. MODUS OPERANDI Y LOS EFECTOS SOBRE LA CORROSIÓN

Por temor a la corrosión se opera de manera

conservadora.

Con esos procedimientos se incrementan los costos

energéticos.


Pág. 315

V A Índice S

28.7. FORMAS DE ACELERAR LA CORROSIÓN

Sobrecargando la amina rica con gas ácido.Al regenerar con una temperatura muy baja en el rehervidor.Al aumentar el caudal de gas dejando igual los otros parámetros.Fallas de laboratorio al medir la concentración de amina.Al permitir la entrada de cloruros.


Pág. 315

V A Índice S

En el gas de alimentación.

En el agua de reposición.

Al permitir que la amina se oxide con el aire.

En el tanque de abastecimiento.

En los tanques de almacenamiento, exteriores.

El oxígeno reacciona con el H2S de la solución y forma

azufre libre, el cual genera corrosión severa.

28.7. FORMAS DE ACELERAR LA CORROSIÓN (Cont.)


Pág. 315

V A Índice S

El amoníaco se forma en la amina, cuando ésta se degrada térmicamente o puede entrar con el gas. Luego genera problemas serios de corrosión, especialmente en el condensador del tope.

El SO2 (dióxido de azufre) en contacto con el agua de la solución forma ácido sulfuroso, el cual es corrosivo.

Estos contaminantes se pueden alejar de la solución con un sistema de lavado con agua del gas de alimentación.



Pág. 1

V A Índice S

Pág. 315

Los sistemas de aceite caliente normalmente causan problemas de resbalamiento superficial y subsecuente corrosión.

Los siguientes ejemplos pueden servirles de guía:T = 450 a 550°F Cambio de los haces de tubos tres veces al año.T = 320°F En servicio durante treinta años, sin reparaciones.T = 245°F El rehervidor de la planta modelo opera a 242 - 245°F


ENDULZAMIENTOAnálisis de Fallas . Sección 1 Pág. 315

V A Índice S

28.8. PRESIÓN EN EL REGENERADOR

Cuando la presión del regenerador es muy alta (25 lpcm

o más), la regeneración es pobre y la corrosión del lado

de la amina pobre y en el rehervidor es severa.

Cuando la planta tiene unidad recuperadora de azufre, la

presión recomendables es de 6 a 9 lpcm.

La válvula de la solución pobre nos indica la presión del

regenerador:


Pág. 316

V A Índice S

Totalmente abierta: La solución tiene dificultades para

fluir, se debe aumentar la presión.

Promedio de apertura:

Entre 1/4 a 1/2 Presión del regenerador muy alta y

debe bajarse.

Abierta ± 3/4 Normal.

28.8. PRESIÓN EN EL REGENERADOR (Cont.)


Pág. 316

V A Índice S

28.9. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR

Para la mayoría de las unidades de amina, una presión

de fondo en el regenerador de 0 a 15 lpcm y una

temperatura de 240°F a 260°F, es suficiente.

El rehervidor de la planta modelo trabaja a 8 lpcm y

242°F.

Si esta temperatura se bajara a 230 - 235°F, podría

aparecer corrosión, especialmente cuando hay CO2 en el

sistema.


Pág. 317

V A Índice S

Algunas veces se trata de sacarle mayor eficiencia al

intercambiador amina rica/pobre, aumentando la

temperatura de la amina rica que va al regenerador.

Cuando esta temperatura alcanza valores de 205°F a

210°F, se necesita acero inoxidable en los tubos del

intercambiador y en la parte superior de la carcaza del

regenerador.

28.9. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR (Cont.)


Pág. 317

V A Índice S

28.10. MÉTODOS PARA MEDIR LA CORROSIÓN

28.10.1 MÉTODO DEL CUPÓN

Es lento.

Podría generar falsas interpretaciones.

La persona debe estar bien entrenada.

Mide la tasa promedio durante el período de prueba.

Es una guía relativa sobre la corrosión.


Pág. 317

V A Índice S

28.10.2.PRUEBA DE RESISTENCIA ELÉCTRICA

Es una información más rápida.

Es más exacta que el método del cupón.

Puede suministrar registros contínuos.

Detecta la corrosión en el momento en que ocurre.

Le da al operador la información necesaria para hacer los cambios que minimizan la corrosión.


Pág. 317

V A Índice S

Ingenieros Consultores y Asociados, C.A.Ingenieros Consultores y Asociados, C.A.

Prof. Marcías J. Martínez

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