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

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

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

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.

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

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

ix

A Consideraciones de Diseo. . . . . . . 98 B Ecuaciones utilizadas en el Capitulo III. . . . 100

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

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

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

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

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

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

16

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.

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.

18

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

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.

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.

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

22

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.

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

25

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

26

(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

27

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

28

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)

29

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.

30

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.

31

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)

32

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

33

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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Se

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Gas

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1. S

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gas

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ural

con

amin

a.

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

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.

51

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