UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRESINSPET MIP

Facultad de Ingeniera Ingeniera PetroleraREMOCIN DEL CO2 DEL GAS NATURAL

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRESINGENIERA PETROLERAMAESTRIA EN INGENIERA PETROLERA

PROYECTO FINALREMOCIN DEL DIOXIDO DE CARBONO DEL GAS NATURAL INTEGRANTES: RAUL GONZALO BALDIVIA FARFANFLORENCIA CHUGAR LAGUNAJENS ALVARO DE LA FUENTE CALLEALIZON TRINY HUALLPARA LLILLYLIZETH NIDIA JUSTINIANO ALVAREZLUIS FERNANDO QUIROZ IBAEZDOCENTE: ING. DANIEL ALVAREZ GANTIERMODULO: PROCESAMIENTO DEL GAS NATURAL

MAYO 2013INDICE GENERAL

1.INTRODUCCIN12.OBJETIVO13.GASES CIDOS PRESENTES EN UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL23.1.CONCENTRACIONES DEL GAS CIDO EN EL GAS NATURAL23.2.NIVELES DE PURIFICACIN24.PROCESOS DE ABSORCIN DEL SOLVENTE34.1.AMINAS34.1.1.QUMICA BSICA DE LA AMINA54.1.2.MONOETANOLAMINA64.1.3.DIGLICOLAMINA84.1.5.METILDIETANOLAMINA114.1.6.AMINAS ESTRICAMENTE IMPEDDAS.114.1.7.AMINAS MIXTAS.124.1.8.DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESO124.1.9.REGENERACIN DE LA AMINA134.1.10.TAREAS DE OPERACIN145.SIMULACIN DEL PROCESO DE REMOCION DEL CO2 CON EL SIMULADOR ASPEN HYSYS145.1.PROCEDIMIENTO PARA LA SIMULACIN155.1.1.CALCULO DEL CAUDAL DE DEA165.1.2.SIMULACION DEL ABSORBEDOR165.1.3.SIMULACION DEL PROCESO DE REGENERACIN DE LA DIETANOLAMINA216.CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES276.1.CONCLUSIONES276.2.RECOMENDACIONES277.BIBLIOGRAFIA27

INDICE DE FIGURASFigura 1: Estructuras moleculares de las aminas comnmente usadas5Figura 2: Diagrama de Flujo para el tratamiento con la amina MEA.15Figura 3: Seleccin de componentes20Figura 4: Seleccin del Paquete de fluido21Figura 5: Diagrama del Absorbedor22Figura 6. Condiciones de entrada de gas acido23Figura 7: Diseo de la Torre Absorbedora24Figura 8: VLV 100 Valvula de paso para el incremento de presin.26Figura 9: V 100 Separador Flash.26Figura 10: E -101 Intercambiador de calor amina/amina.27Figura 11: Diseo de la Torre Regeneradora28Figura 12: T- 101 Torre regeneradora de DEA.29Figura 13: V 101 Separador Flash de DEA regenerada.31Figura 14: E - 102 bomba , E 100 enfriador de DEA regenerada.31

INDICE DE TABLASTabla 1: Especificaciones bsicas del GSA y ENARSA3Tabla 2: Comparacin de solventes qumicos y fsicos4Tabla 3: Parmetros representativos de operacin para sistemas de aminas8Tabla 4: Equilibrio de solubilidad de los diferentes cidos12Tabla 5: Promedio de calores de reaccin de los gases cidos en las soluciones de aminas14Tabla 6: Composicin y condiciones de entrada de gas acido18Tabla 7: Condiciones de operacin de la DEA19Tabla 8: Composicin de salida de la Torre Absorbedora24Tabla 9: Composicin de salida DEA25Tabla 10: Composicin de salida DEA despus del tanque flash26Tabla 11: Temperatura de entrada y salida de DEA despus del intercambiador de calor27Tabla 12: Composiciones de salida de la Torre Regeneradora29Tabla 13: Requerimientos de intercambio de calor estimado30Tabla 14: Presiones y temperaturas de las corrientes de DEA regenerada.30

REMOCIN DEL DIOXIDO DE CARBONO DEL GAS NATURAL1. INTRODUCCINEl tratamiento del gas involucra la reduccin de los gases cidos dixido de carbono (CO2) y el sulfuro de hidrogeno (H2S), junto con otras especies sulfurosas, a niveles suficientemente bajos para alcanzar especificaciones contractuales o permitir el procesamiento adicional en la planta sin problemas de corrosin y obstruccinEste trabajo describe el desarrollo de una simulacin estacionaria para un proceso de endulzamiento de gas natural con aminas y, en particular, se realiza la absorcin de dixido de carbono ya que se trabaja con gas natural del campo Sbalo, el cual no posee compuestos sulfurados en cantidades apreciables para ser removidos. El endulzamiento es llevado a cabo en un sistema compuesto fundamentalmente por una torre absorbedora y una torre regeneradora. En este proceso se produce la absorcin del gas cido en una solucin acuosa de amina. La corriente de gas a endulzar y la corriente de amina se ponen en contacto en una torre absorbedora. En esta torre los componentes cidos del gas reaccionan con la amina y forman un complejo que es soluble en la fase liquida. Para que la reaccin se lleve a cabo se deben cumplir las siguientes condiciones: presin elevada y temperatura baja. Por cabeza de esta torre se obtiene una corriente de gas dulce, y por fondo se obtiene una corriente de amina rica. A fines de minimizar costos de operacin y de mitigar la contaminacin al medio ambiente se regenera la corriente de solvente. Para ello se alimenta la corriente de amina rica a una torre de destilacin donde se lleva cabo la de desorcin de los componentes cidos. Las condiciones de esta torre son opuestas a las condiciones de la torre absorbedora. La corriente de amina pobre se enfra y presuriza para realimentarla a la torre absorbedora.Una vez simulada la planta se realiza un anlisis de sensibilidad con el fin de identificar a las principales variables operativas del proceso. Estas variables sern consideradas en un posterior estudio de optimizacin.2. OBJETIVO 2.1 OBJETIVO GENERAL Reducir el contenido de dixido de carbono de una corriente de gas natural dada a niveles especificados para su ptimo manejo ya sea en su proceso o comercializacin.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS Desarrollar el marco terico referente al proceso. Determinar los parmetros de diseo y operacin necesarios para la simulacin. Realizar la simulacin de la torre absorbedora en el software Aspen Hysys V. 7.1. Realizar la simulacin del proceso de regeneracin de la Di etilamina. Realizar la evaluacin de los resultados.3. GASES CIDOS PRESENTES EN UNA CORRIENTE DE GAS NATURAL El sulfuro de hidrogeno es altamente toxico, y en presencia de agua este forma un cido dbil corrosivo. El valor permitido para una prolongada exposicin es de 10 ppmv y a concentraciones mayores a 1000 ppmv, la muerte se presenta en minutos. Es rpidamente detectable a bajas concentraciones por su olor a huevo podrido.El dixido de carbono es no inflamable y, consecuentemente, grandes cantidades son indeseables en un combustible. Como el H2S, este forma un cido dbil corrosivo en la presencia de agua.3.1. CONCENTRACIONES DEL GAS CIDO EN EL GAS NATURALA pesar de que muchos gases naturales estn libres de cantidades de H2S y CO2, cantidades substanciales de estos componentes son encontrados en el gas natural ya sea en el reservorio o en la superficie. Comnmente un gas tiene que tener las siguientes especificaciones. Contenido de CO2 2%, N2 4%. Estos criterios fueron seleccionados debido a que los gases que contienen estas cantidades de impurezas generalmente requieren procesamiento o tratamiento. . Las especificaciones para el transporte del gas natural a travs de gasoducto en Bolivia estn reguladas por el Contrato general de especificaciones de Compra-Venta (GSA, ENARSA). El ltimo proceso, de ajuste de punto de roco, es necesario para disminuir el contenido de hidrocarburos pesados (componentes de la gasolina) a los efectos de ajustar el poder calorfico del gas.3.2. NIVELES DE PURIFICACINLas condiciones de entrada en una planta de procesamiento son temperaturas generalmente cerca del ambiente y presiones en el rango de 300 a 1000 psi (20 a 70bar), de manera que las presiones parciales de la entrada de los gases cidos pueden ser bastante altos. Si el gas debe ser purificado a un nivel manejable para el transporte en un gasoducto y usado como combustible residencial o industrial, entonces la concentracin de H2S debe ser reducida a 0,25 gr/100 scf (6 mg/m3), y la concentracin de CO2 debe ser reducida a un mximo de 3 a 4 mol%. Sin embargo, si el gas va ser procesado para la recuperacin de NGL o reinyeccin de nitrgeno en un proceso de turboexpander criognico, el CO2 puede que tener ser removido para prevenir la formacin de slidos.4. PROCESOS DE ABSORCIN DEL SOLVENTEEn la absorcin del solvente, los dos principales factores son la tasa de circulacin del solvente, que afecta tanto al tamao del equipo y los costos de operacin, y el requerimiento de energa para la regeneracin del solvente. La Tabla 2 resume algunas de las ventajas y desventajas de solventes qumicos y fsicos.Tabla 2: Comparacin de solventes qumicos y fsicosSolventes qumicos

VentajasDesventajas

Relativamente insensibles a las presiones parciales de H2S y CO2Altos requerimientos de energa para la regeneracin del solvente

Puede reducir los niveles de ppm del H2S y CO2Generalmente no selectiva entre CO2 y H2S

Las aminas estn en una solucin de agua y por eso el gas tratado

Solventes Fsicos

VentajasDesventajas

Requerimientos de baja energa para la regeneracinPuede ser dificultoso conocer especificaciones del H2S

Pueden ser selectivos entre H2S y CO2Muy sensible a la presin parcial del gas acido

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).4.1. AMINASLas aminas son compuestos formados a partir del amonaco (NH3) mediante la sustitucin de uno o ms de los tomos de hidrgeno con otro grupo hidrocarbonado. La sustitucin de un hidrgeno solo produce una amina primaria, la sustitucin de dos tomos de hidrgeno produce una amina secundaria, y la sustitucin de los tres tomos de hidrgeno produce una amina terciaria. Las aminas primarias son las ms reactivas, seguido de las aminas secundarias y terciarias. Aminas estricamente impedidas son compuestas en los que en el centro reactivo (nitrgeno) son parcialmente protegidos por grupos vecinos de modo que las molculas ms grandes no pueden acercarse fcilmente y reaccionar con el nitrgeno. Las aminas se utilizan en soluciones acuosas en concentraciones que van desde aproximadamente 10 a 65% en peso de aminas. Todas las aminas comnmente utilizadas son las alcanolaminas, que son aminas con grupos OH unidos a los grupos de hidrocarburo para reducir su volatilidad. La Figura 1 muestra las frmulas para las aminas comunes que se utilizan en el procesamiento de gas.Figura 1: Estructuras moleculares de las aminas comnmente usadas

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).Las aminas eliminan el H2S y el CO2 en un proceso de dos pasos:1. El gas se disuelve en el lquido (absorcin fsica).2. El gas disuelto, que es un cido dbil, reacciona con las aminas bsicas dbiles.La absorcin de la fase gaseosa se rige por la presin parcial del H2S y CO2 en el gas, mientras que las reacciones en la fase lquida son controladas por la reactividad de las especies disueltas. Las reacciones principales se resumen en la siguiente seccin.4.1.1. QUMICA BSICA DE LA AMINALas aminas son bases, y la reaccin importante en el procesamiento de gas es la capacidad de la amina para formar sales con los cidos dbiles formados por H2S y CO2 en una solucin acuosa. La Figura 1 muestra la estructura de las aminas comnmente utilizadas.Cuando una corriente de gas que contiene el H2S, CO2, o ambos, est en contacto con una solucin de amina primaria o secundaria, los gases cidos reaccionan para formar un complejo soluble en cido-base, una sal, en la solucin de tratamiento. La reaccin entre la amina con ambos tanto H2S y CO2 es altamente exotrmica. Independientemente de la estructura de la amina, el H2S reacciona rpidamente con la amina primaria, secundaria, o terciaria a travs de una reaccin directa prototransferida, como se muestra en la Ecuacin 1, para formar el hidrosulfuro de amina: (1)La reaccin se muestra para una amina terciaria, pero se aplica a aminas primarias y secundarias, tambin. La reaccin entre la amina y el CO2 es ms compleja ya que el CO2 reacciona a travs de dos mecanismos diferentes. Cuando se disuelve en agua, se hidroliza el CO2 para formar cido carbnico, lo cual, a su vez, poco a poco se disocia en bicarbonato. El bicarbonato a continuacin, lleva a cabo una reaccin cido-base con la amina para producir la reaccin global que se muestra en la Ecuacin 2: (2a) (2b) (2c) (2)Esta reaccin cido-base se produce con cualquiera de las alcanolaminas, independientemente de la estructura de amina, pero la reaccin no es tan rpida como la del H2S, debido a que el paso de disociacin cido carbnico para el bicarbonato es relativamente lento. Un segundo mecanismo de reaccin de CO2, que se muestra por la ecuacin 3, requiere la presencia de un (reactivo) hidrgeno lbil en la estructura molecular de la amina. (3a) (3b) (3)Este segundo mecanismo de reaccin para el CO2, el cual forma la sal de amina de un cido carbmico sustituido, se llama la reaccin de formacin de carbamato de etilo y se produce slo con las aminas primarias y secundarias. El CO2 reacciona con una molcula de amina primaria o secundaria para formar el carbamato intermedio, que a su vez reacciona con una segunda molcula de amina para formar la sal de amina. La velocidad de reaccin de CO2 a travs de la formacin de carbamato es mucho ms rpido que la reaccin de hidrlisis de CO2, pero ms lenta que la reaccin cido-base de H2S. El hecho de que la absorcin de CO2 se produce por dos mecanismos de reaccin con diferentes caractersticas cinticas, afecta significativamente las tasas de absorcin relativas del H2S y CO2 entre las diferentes alcanolaminas. Para aminas primarias y secundarias, existe poca diferencia entre las velocidades de reaccin H2S y CO2 a causa de la disponibilidad de la formacin de carbamato rpida para la absorcin de CO2. Por lo tanto, las aminas primarias y secundarias logran la eliminacin esencialmente completa del H2S y CO2. Sin embargo, debido a que las aminas terciarias no tienen hidrgeno lbil, no pueden formar el carbamato. Las aminas terciarias deben reaccionar con CO2 a travs del mecanismo de hidrlisis lenta en la Ecuacin 2. Con slo la reaccin cido-base lenta disponible para la absorcin de CO2, metildietanolamina (MDEA) y varios de los productos formulados MDEA producen selectividad significativa hacia H2S relativos al CO2, y, en consecuencia, todos los H2S se elimina, mientras que algunos de los resbalones de CO2 a travs con el gas. Debido a que la reaccin de CO2 con el agua para formar bicarbonato es lenta y la reaccin de H2S es rpida para la MDEA, la reaccin de H2S se considera en fase gaseosa limitada y la reaccin de CO2 se considera en fase lquida limitada.Para las reacciones discutidas anteriormente, las altas presiones y bajas temperaturas conducen las reacciones a la derecha, mientras que las altas temperaturas y presiones bajas favorecen la reaccin inversa, por lo tanto, que proporciona un mecanismo para la regeneracin de la solucin de amina4.1.2. MONOETANOLAMINAMonoetanolamina (MEA) es la ms bsica de las aminas utilizadas en el tratamiento del cido y por lo tanto el ms reactivo para la eliminacin de gases cidos. Tiene la ventaja de una alta capacidad de solucin a concentraciones moderadas, y se utiliza generalmente para corrientes de gas con niveles moderados de CO2 y H2S cuando la extraccin completa de las dos impurezas se requiere.Tabla 3: Parmetros representativos de operacin para sistemas de aminasMEADEADGAMDEA

Peso de Amina (Wt%)15 a 2525 a 3550 a 7040 a 50

Carga de amina rica en gas cido0.45 a 0.520.43 a 0.730.35 a 0.400.4 a 0.55

Moles de gas cido/moles de amina

Recoleccin de gas cido0.33 a 0.400.35 a 0.650.25 a 0.30.2 a 0.55

Moles de gas cido/moles de amina

Principio del formularioSolucin pobre de gas cido residualFinal del formulario

0.12 0.08 0.10 0.0005 0.01

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).La monoetanolamina tiene una serie de desventajas, incluyendo: Una presin de vapor relativamente alta que da como resultado prdidas por vaporizacin altas. La formacin de productos de reaccin irreversible con COS y CS2 Alto calor de reaccin con los gases cidos que resulta en alta energa requerida para la regeneracin (ver tabla 5). La incapacidad para eliminar selectivamente el cido sulfhdrico en presencia de CO2. Altas tasas de corrosin que la mayora de otras aminas si la concentracin de MEA es superior al 20% en niveles superiores de la carga de gas cido La formacin de tiosulfatos corrosivos cuando reaccion con oxgeno Una lenta produccin de sales trmicamente estables se forman en todas las soluciones alcanolamina, principalmente a partir de la reaccin con CO2. El oxgeno mejora la formacin de las sales.Adems de la suciedad de los calderos del regenerador, altas concentraciones de las sales pueden ser arrastrados hacia el contactor y causar espumas, los cuales degradan la eficiencia del contactor. Una "ventaja" del MEA (y DGA) sobre otras aminas es que "recuperadores" son instalados en lnea para retirar intermitentemente estas sales, junto con los productos de reaccin irreversible, formados a partir de COS y CS2.[footnoteRef:1] [1: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b)]

4.1.3. DIGLICOLAMINAEn comparacin con MEA, la baja presin de vapor permite que la Diglicolamina [2 - (2-aminoethoxy etanol] (DGA) pueda ser usada relativamente en concentraciones altas (50 a 70%), el cual resulta en tasas inferiores de circulacin. Es el sitio de regeneracin para eliminar sales trmicamente estables y productos de reaccin con COS y CS2.Este proceso usa Diglicolamina (2-(2-etoxiamina)) etanol en una solucin acuosa.DGA es una amina primaria capaz de remover no solamente H2S y CO2, sino tambin COS y mercaptanos de las corrientes de gas y lquidos. Por esta razn, el DGA ha sido usado en ambos, en aplicacin de gas natural y gas de refinera. DGA ha sido usada para tratar gas natural con 4.0 ppmv a presiones tan bajas como 125 Psig. DGA tiene gran afinidad para la absorcin e aromticos, olefinas e hidrocarburos pesados que los sistemas de MEA y DEA. Por lo tanto, la filtracin de carbn adecuado debera incluir ser incluido en el diseo de la unidad de tratamiento del DGA.El proceso de flujo para el proceso de tratamiento del DGA es similar al del proceso de tratamiento de MEA. Las tres mayores diferencias son: El alto grado de cido recolectado por galn de amina puede ser obtenido mediante el uso del 50% a 60% de concentracin de solucin en lugar del 15-20% para MEA (ms moles de amina por volumen de solucin). La velocidad de circulacin del tratamiento requerido es menor. Esta es una funcin directa de la alta concentracin de amina. Reduccin del consumo de vapor en la caldera.Las concentraciones tpicas de DGA oscilan de 50% a 60% de DGA en peso, mientras que en algunos casos ha sido usado hasta un 70% en peso.DGA tiene una ventaja en operacin de plantas en climas fros donde podra ocurrir el enfriamiento de la solucin. El punto de enfriamiento para una solucin del 50% de DGA es 30 O F. 4.1.3.1. Clculos de Diseo SimplificadoPara MEA: (4)Para DEA Convencional; (5)Para DEA (carga alta): (6)Para DGA (7)(0.39 moles de cido de gas pick up por moles de MEA asumido)(Concentraciones de DGA estn normalmente entre 50 y 60% de peso)Dnde:Q = gas cido a ser procesado, MMscfdY = Concentracin de gas cido en gas agrio, porcentaje de moles (mole%).X = Concentracin de amina en solucin de lquido, en porcentaje de peso (wt%),Las ecuaciones a partir de la 4 a 7, normalmente proporcionan (altas) estimaciones conservativas de la velocidad de circulacin requerida. Las mismas no podran ser usadas si la concentracin combinada de H2S ms CO2 en el gas es superior a 5 Mol%. Tambin estn limitados a la concentracin mxima de amina. 4.1.4. DIETANOLAMINADietanolamina (DEA), es una amina secundaria, es menos bsico y reactivo que MEA. En comparacin con MEA, sta tiene una presin de vapor inferior y por lo tanto bajas prdidas de evaporacin. Esta puede operar a altas cargas de gas cido, tpicamente entre 0.35 y 0.80 moles de gas cido/moles de amina versus 0.3 0.4 moles de gas cido/moles; tambin tiene una energa requerida inferior para la reactivacin. Los intervalos de concentracin para DEA son de 30% a 50% en peso y son principalmente limitados por la corrosin. DEA forma componentes regenerables con COS y CS2 y por lo tanto puede ser usado por su remocin parcial sin prdida significativa de solucin. DEA tiene la desventaja de experimentar reacciones secundarias irreversibles con CO2 y la formacin de productos de degradacin corrosivos; por lo tanto, esto puede no ser la mejor opcin para gases con alto contenido de CO2. La eliminacin de estos productos de degradacin junto con las sales estables al calor debe estar hecha para uso de cualquier destilacin al vaco o intercambio inico.La recuperacin puede ser realizada fuera de las instalaciones o en equipos porttiles trados al sitio.La mxima carga admisible es limitada por la solubilidad equilibrada de S2H y CO2 en las condiciones del absorbedor de fondo. Abajo se muestra el equilibrio de la solubilidad para valores de 40% de DEA en peso a 190 0 F.Tabla 4: Equilibrio de solubilidad de los diferentes cidosPresin parcial de H2S (psia)45145220

Moles de H2S/moles de amina0.660.800.97

Presin parcial de CO2 (psia)4590145

Moles de CO2/Moles de amina0.490.550.60

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).Aunque las cargas mol/mol de hasta 0.80 0.90, han sido reportadas, las plantas de DEA ms convencionales an operan con cargas significativamente bajas.El esquema del proceso de flujo para plantas de DEA convencionales, se asemeja al proceso de MEA. Las ventajas y desventajas de DEA a comparacin con el MEA son: Las cargas Mol/mol tpicamente usadas con DEA (0.35-0.85 mol/mol) son mucho ms altas que aquellas normalmente usadas (0.3 0.4) para MEA. Debido a que DEA no forma una significante cantidad de productos de degradacin no regenerables, no es requerido un recuperador. Entonces, DEA no puede ser recuperado. a temperatura de ebullicin como el MEA puede serlo. DEA es una amina secundaria y qumicamente dbil que MEA, y se requiere menos calor para despojar de la solucin de amina. DEA forma un compuesto regenerable con COS y CS2 y puede ser utilizado para la eliminacin parcial de COS y CS2 sin prdidas significativas de solucin.4.1.5. METILDIETANOLAMINAMetildietanolamina (MDEA), es una amina terciaria, remueve/elimina selectivamente el H2S a las especificaciones de la tubera mientras se deslizan algunas emisiones del CO2. Como se seal anteriormente, el deslizamiento del CO2 se produce debido a la hidrlisis del H2S, es mucho ms rpido que el del CO2, y la reaccin carbamate de formacin no ocurre con una amina terciaria. Consecuentemente, los tiempos cortos de contacto en el absorbedor se utilizan para obtener la selectividad. MDEA tiene una presin de vapor baja y por lo tanto, se puede utilizar en concentraciones de hasta 60% en peso sin prdidas apreciables de vaporizacin. Incluso con su cintica relativamente lenta con CO2. MDEA es utilizado para la remocin de volumen del CO2 a partir de altas concentraciones de gases, porque los requerimientos de energa para la generacin son ms bajos que los de las otras aminas. Esto no es justificable por mtodos convencionales.Tabla 5: Promedio de calores de reaccin de los gases cidos en las soluciones de aminasAminaH2S, Btu/lb (kJ/kg)CO2, Btu/lb (kJ/kg)

MEA610 (1420)825 (1920)

DEA555 (1290)730 (1700)

DGA674 (1570)850 (1980)

MDEA530 (1230)610 (1420)

Los calores de reaccin incluyen ya sea calores de solucin y calores de reaccin

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).4.1.6. AMINAS ESTRICAMENTE IMPEDDASEn la eliminacin de gas cido, el impedimento estrico implica la alteracin de la reactividad de una amina primaria o secundaria por un cambio en la estructura de alcanol de la amina.Un grupo grande de hidrocarburos unido a los escudos de nitrgeno, al tomo de nitrgeno e impide la reaccin carbamate. La reaccin del H2S no es afectada significativamente por la estructura de la amina, porque el protn es pequeo y puede alcanzar el nitrgeno. Sin embargo, la eliminacin del CO2 puede ser significativamente afectado si la estructura de amina impide la rpida reaccin carbamate de formacin y permite solamente la ms baja formacin de bicarbonato (reaccin 2a y 2b).4.1.7. AMINAS MIXTASLa selectividad de MDEA puede ser reducido por la adicin de MEA, DEA o propiamente aditivos. Por lo tanto, esto puede ser adaptado para encontrar la cantidad deseada de CO2 deslizante y los intervalos de concentracin para la DEA son de 30 a 50% en peso y se limita principalmente por la corrosin. DEA forma compuestos con regenerables COS y CS2 y, por lo tanto, puede ser utilizado para su eliminacin parcial sin importancia.4.1.8. DIAGRAMA DE FLUJO DEL PROCESOUn diagrama tpico para la eliminacin de los gases cidos del gas natural mediante el uso de MEA es mostrado en la Figura 2. El diagrama es simplificado, y todas las condiciones de operacin son representativas, no definitivas. El gas agrio de alimentacin entra al fondo del contactor a presiones de 1000 psi (70bar) y temperaturas en el rango de 90 F (32 C). El gas agrio fluye hacia arriba, en contracorriente a la solucin de amina la cual fluye hacia abajo. La amina pobre que retorna al contactor es mantenido en una temperatura por encima del vapor que existe en el contactor para prevenir cualquier condensacin de los hidrocarburos pesados. El contacto ntimo entre el gas y la solucin de amina es alcanzado al usar ya sea platos o empaques en el contactor.El contactor opera por encima de la temperatura ambiente debido a la combinacin exotrmica de calor de la absorcin y la reaccin. La temperatura mxima est en la porcin inferior de la torre debido a que la mayora de la absorcin y la reaccin se presentan cerca del fondo de la unidad. La temperatura bulge en la torre puede estar alrededor de los 180F (80C). El gas tratado deja el tope de la torre saturado con agua y a una temperatura controlada por la temperatura de la amina pobre que entra, usualmente alrededor de 100 F (38 C).Figura 2: Diagrama de Flujo para el tratamiento con la amina MEA.

Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).La amina rica deja el fondo de la unidad a temperaturas cercanas a los 140 F (60 C) y entra a un tanque de flasheo, donde su presin es reducida de 75 a 100 psig (5 a 7 barg) para eliminar (flasheo) cualquier hidrocarburo disuelto. Los hidrocarburos disueltos son generalmente usados como combustible de la planta. Si es necesario, una pequea corriente de la amina pobre se contacta con el gas para reducir la concentracin de H2S. La amina rica luego pasa a travs de un intercambiador de calor y entra al regenerador del solvente (stripper) a temperaturas en el rango de 180 a 220F (80 a 105C). El calentador en el stripper usa generalmente vapor baja presin. El vapor generado en el fondo fluye hacia arriba a travs de cualquier plato empaque, donde este contacta la amina rica y quita los gases cidos del lquido que fluye hacia abajo. Una corriente de amina pobre es eliminada del stripper, enfriado alrededor de los 110F (45C), y reingresa al contactor al tope para enfriar y condensar la corriente de vapor que fluye hacia arriba. El vapor, el cual consiste mayormente de gases cidos y vapor de agua, sale del tope del stripper y es procesado generalmente para la recuperacin de azufre.La amina pobre sale del fondo del stripper alrededor de los 260F (130C) y es bombeado a la presin del contactor, intercambia calor con la corriente de amina rica, y es ms enfriado antes de que entre al tope del contactor. El gas tratado que deja el contactor de gas y el gas cido que va hacia la unidad de Claus es agua saturada.4.1.9. REGENERACIN DE LA AMINALas aminas reaccionan con el CO2 y los contaminantes, incluyendo al oxgeno, para formar cidos orgnicos. Estos cidos luego reaccionan con la amina bsica para formar sales trmicamente estables (HSS). Como sus nombres implican, estas sales son trmicamente estables, se acumulan en la solucin de amina, y deben ser eliminados. Para las soluciones de MEA y DGA, las sales son eliminadas a travs del uso de un reclaimer, el cual utiliza un proceso de destilacin semicontinuo. El reclaimer es llenado con amina pobre, y una base fuerte, tal como el carbonato de sodio o hidrxido de sodio, es aadido a la solucin para neutralizar las sales trmicamente estables. Una pequea corriente de 1 al 3% de la amina que circula es luego aadida continuamente al reclaimer mientras la mezcla es calentada. El agua y el vapor de amina son sacados del tope, el cual deja los contaminantes en los lquidos del fondo. El calentamiento es continuo hasta que la temperatura es aproximadamente 300F (150C) para el MEA o 360 a 380F (180 a 195C) para el DGA. El ciclo es luego parado y el fondo que contiene los contaminantes (sales disueltas, solidos suspendidos) es eliminado. La DEA no forma una cantidad significativa de productos de degradacin no regenerables, y este requiere ms reclaiming dificultoso a travs de la destilacin al vaco o intercambio inico. 4.1.10. TAREAS DE OPERACIN Una discusin breve se dar a continuacin sealando unas consideraciones importantes.Corrosin Algunos de los factores mayores que afectan la corrosin son: La concentracin de amina (altas concentracin favorecen la corrosin) La amina rica del gas cido cargado (altas cargas de gas en la amina favorecen la corrosin) Concentracin de oxigeno Sales trmicamente estables (altas concentracin promueven la corrosin y la formacin de espuma)Adems de destruir los tanques y los ductos, los productos de corrosin pueden causar espumas.Solucin de espuma la espuma de la solucin liquida de amina es un problema mayor debido a que este resulta en el contacto pobre vapor - liquido.[footnoteRef:2] [2: Fuente: Kidnay y Parrish; Engineering Data Book (2004b).]

5. SIMULACIN DEL PROCESO DE REMOCION DEL CO2 CON EL SIMULADOR ASPEN HYSYSExisten simuladores con la versatilidad de poder trabajar en estado estacionario y dinmico, con una amplia base de datos de compuestos, propiedades y modelos de equipos, donde se incluyen los controladores (PID) y facilidades para la adicin de controles avanzados. Estos simuladores son desarrollados por empresas con una vasta experiencia en procesos industriales. En este trabajo se emple el simulador comercial Aspen HYSYS. Hysys es un simulador interactivo enfocado a la ingeniera de procesos de mayor aceptacin, confiabilidad y aplicacin en la industria petrolera para la investigacin, simulacin y diseo empleadas al desarrollo deingeniera conceptualybsica, optimizacinymonitoreo del rendimiento de plantas de produccin de crudo, tratamiento de gas natural, refinacin de petrleo y petroqumica.La corriente de gas natural dada para el presente trabajo contiene un porcentaje de CO2 de 1,7848%, este valor rene las condiciones especificadas para continuar con el procesamiento del gas o para su posterior comercializacin. Debido a que este valor no genera la necesidad de una remocin de CO2, se opt por motivos acadmicos tomar una corriente de gas natural correspondiente al campo Sabalo, cuya composicin de CO2 supera el 2%, para de esta manera se pueda simular el proceso de remocin del CO2. 5.1. PROCEDIMIENTO PARA LA SIMULACIN Para el presente trabajo realizamos la simulacin de un absorbedor para el endulzamiento del gas natural con dietanolamina (DEA) utilizando los siguientes datos:Tabla 6: Composicin y condiciones de entrada de gas acidoCondiciones deOperacinTemperatura: 53CPresin: 1015psiaCaudal: 32 MMmcd

No.Composicin GasFraccin Molar

1N20,005245

2CO20,031553

3C10,866082

4C20,063069

5C30,022418

6iC40,003647

7nC40,004874

8iC50,001405

9nC50,000833

10C60,000853

11C70,000020

Fuente: Elaboracin propiaTabla 7: Condiciones de operacin de la DEACondiciones deOperacinTemperatura: 50CPresin: 1020psia

No.Composicin DEAFraccin peso

1DEA0,30

2H2O0,70

Fuente: Elaboracin propia5.1.1. CALCULO DEL CAUDAL DE DEAPara el clculo utilizamos la siguiente formula:

Dnde:Q= caudal de gas acido a ser procesado MMscfdy = concentracin del gas acido (CO2) en el gas acido, % molx = concentracin de amina en solucin liquida, %pesoRemplazando datos tenemos:Q = 32MMm3d = 1124,7 MMscfd Q 38% = 427,39 MMscfd

El caudal obtenido se lo incrementa en 15% como factor de seguridad debido a las perdidas u otras causas que ocasionen la perdida de volmenes de amina durante el proceso.Entonces tenemos:

5.1.2. SIMULACION DEL ABSORBEDORIniciamos el simulador con un nuevo proyecto e introducimos los componentes de la Tabla 6 incluyendo agua y DEA.Figura 3: Seleccin de componentes

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Posteriormente seleccionamos el fluido de empaque (fluid package) y la ecuacin de estado de Amine Package que contiene modelos termodinmicos desarrollados por D.B. Robinson & Asociados que representan las propiedades de la amina para la adecuada simulacin de una planta de amina. Seguidamente introducimos las corrientes a utilizar; en nuestro caso dos corrientes de entrada (gas cido y DEA pobre) y dos de salida (gas dulce y DEA rica), conjuntamente con el absorbedor (Figura 4).Figura 4: Seleccin del Paquete de fluido

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Figura 5: Diagrama del Absorbedor Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1El diagrama de la Figura 5 muestra el proceso propuesto para la remocin de CO2 para el gas cido de alimento. En este proceso se puede observar que no toda la corriente de gas natural ser tratada, debido a que implicara tener que construir una torre de absorcin demasiado grande, lo cual derivara como consecuencias en mayores costos operativos y de inversin. Por lo explicado, se opt por dividir las corrientes, de manera que se endulzara una corriente (GAS A ENDULZAMIENTO), y la otra corriente no ser tratada (GAS A BY-PASS), de manera que estas dos corrientes sern unidas en una sola vlvula, donde se alcanzara las condiciones especificadas para el contenido de CO2. En el presente trabajo se tanteo los valores de los caudales de entrada a la corriente de gas a endulzar, para lo cual solo se tom el 38% del caudal total de entrada y el 62% del caudal restante es dirigido a la corriente de gas by-paseado de manera de obtener un valor de CO2 igual a 2%, establecido en las especificaciones de transporte y comercializacin por ductos.Figura 6. Condiciones de entrada de gas acido

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Para el absorbedor tenemos 20 platos de acuerdo a lo establecido en la bibliografa consultada considerando una presin de 1010 psia.Figura 7: Diseo de la Torre Absorbedora

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Tabla 8: Composicin de salida de la Torre AbsorbedoraComponenteFraccin molar

Metano0,8920855116

Etano0,0649795901

Propano0,0231028927

N-butano0,0037608254

I-butano0,0050256273

N-pentano0,0014488030

I-pentano0,0008591164

Hexano0,0008791111

Heptano0,0000203341

Nitrgeno0,0054047221

CO20,0000105237

H2O0,0024228628

DEA0,0000000797

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Tabla 9: Composicin de salida DEAComponenteFraccin molar

Metano0,000861639296

Etano0,000048113396

Propano0,000011672430

N-butano0,000000173478

I-butano0,000000223418

N-pentano0,000000079556

I-pentano0,000000045743

Hexano0,000000344347

Heptano0,000000001071

Nitrgeno0,000003036498

CO20,028506026209

H2O0,904026072974

DEA0,066542571583

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.15.1.3. SIMULACION DEL PROCESO DE REGENERACIN DE LA DIETANOLAMINAFigura 8: Diagrama del proceso de regeneracin de la DEA.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1En el diseo de la Planta de Regeneracin de la DEA rica (Dietilamina), en este caso saturada de CO2, el cual ser removido de manera ptima hasta alcanzar una DEA pobre, se siguen los siguientes pasos:a) La corriente de DEA rica, saliente de la torre de remocin de CO2, es dirigida hacia una vlvula VLV-100 , con la finalidad de bajar su presin de 1010 PSI a 14 PSI, ya que es una de las condiciones requeridas para su ingreso a la torre de regeneracin.Figura 9: VLV 100 Valvula de paso para el incremento de presin.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1b) Despus de haber bajado su presin, esta DEA rica, se dirige hacia un tanque flash V-100, en el cual se puedan separar an mas las trazas de hidrocarburos que pueda contener. Figura 10: V 100 Separador Flash.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Los resultados de composicin de la corriente de gas y DEA arrojados por la simulacin, se muestran en la siguiente tabla No.10:Tabla 10: Composicin de salida DEA despus del tanque flashDEA rica 1Trazas de gasDEA rica 2

ComponenteFraccin molarFraccin molarFraccin molar

Metano0,0008620,2380550,000004

Etano0,0000480,0132950,000000

Propano0,0000120,0032280,000000

I-butano0,0000000,0000480,000000

N-butano0,0000000,0000620,000000

I-pentano0,0000000,0000220,000000

N-pentano0,0000000,0000130,000000

Hexano0,0000000,0000950,000000

Heptano0,0000000,0000000,000000

Nitrgeno0,0000030,0008410,000000

CO20,0285060,4223300,027081

H2O0,9040260,3220070,906132

DEA0,0665430,0000050,066783

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1c) La corriente de DEA rica 2 pasa por el intercambiador de calor amina-rica/amina-pobre E-101 para aumentar su temperatura.Figura 11: E -101 Intercambiador de calor amina/amina.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Tabla 11: Temperatura de entrada y salida de DEA despus del intercambiador de calorDEA Rica 2DEA Rica 3

Temperatura oC71.4382.22

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1d) Una vez que la corriente de DEA rica tenga las condiciones adecuadas para su regeneracin, sta se introduce en la torre de regeneracin de amina, la cual tendr las siguientes especificaciones, establecidas en bibliografa.Figura 12: Diseo de la Torre Regeneradora

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Figura 13: T- 101 Torre regeneradora de DEA.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Las composiciones de entrada de la DEA y sus dos corrientes de salida se detallan a continuacin.Tabla 12: Composiciones de salida de la Torre RegeneradoraDEA Rica 3Gas a VenteoDEA Regenerada

ComponenteFraccin molarFraccin molarFraccin molar

Metano 0,0000080,0000370,000000

Etano0,0000010,0000020,000000

Propano0,0000000,0000000,000000

I-butano0,0000000,0000000,000000

N-butano0,0000000,0000000,000000

I-pentano0,0000000,0000000,000000

N-pentano0,0000000,0000000,000000

Hexano 0,0000000,0000000,000000

Heptano0,0000000,0000000,000000

Nitrgeno0,0000000,0000000,000000

CO20,0596390,2386650,004498

H2O0,6755300,7612950,921591

DEA0,2648220,0000000,073911

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1Se realizaron los respectivos clculos, tanto para el rehervidor (Q-100) como para el condensador de reflujo (Q-101), con los datos sealados en la siguiente tabla.Tabla 13: Requerimientos de intercambio de calor estimadoDuty BTU/Hr

REBOILER 72000 * GPM

REFLUX CONDENSER30000*GPM

Fuente: GPSA Engineering Data Book, 12th edition, 2004

e) La DEA regenerada es succionada por una bomba P-100, la cual producir un aumento de presin, de 9 PSI a 500 PSI; luego, pasa por un intercambiador de calor amina rica/amina pobre (el mismo por donde pasa la DEA rica antes de entrar a la torre regeneradora) para disminuir su temperatura.Tabla 14: Presiones y temperaturas de las corrientes de DEA regenerada.DEA RegeneradaDEA regenerada 1

Presin Psi9 500

DEA Regenerada 1DEA Regenerada 2

Temperatura OC89,3572,39

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1f) La DEA pobre o DEA regenerada pasa por un tanque flash V-101, el cual separa los gases y vapores que pueda contener sta. Figura 14: V 101 Separador Flash de DEA regenerada.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.1g) La DEA pasa por una bomba para aumentar su presin de 500 PSI a 1000 PSI, consecuentemente pasa por un enfriador para as finalmente poder entrar a un mezclador donde se reinyectar al sistema de remocin de CO2 Figura 15: E - 102 bomba , E 100 enfriador de DEA regenerada.

Fuente: Simulador Aspen Hysys v.7.16. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES6.1. CONCLUSIONES Se ha logrado remover el CO2, obtenindose un gas dulce con una composicin de 1,98% de CO2, menor al requerido por las especificaciones de transporte y comercializacin (