ENDULZAMIENTO DEL GAS
NATURAL
2.1 Introducción.
Generalmente el gas natural que se produce a nivel mundial contiene CO2. Además, en muchas partes del mundo principalmente al norte de la línea ecuatorial, el gas natural contiene también H2S. Ambos compuestos son ligeramente solubles en agua. Cuando estos gases se disuelven en agua forman una solución medianamente acidificada, razón por la que estos compuestos son llamados gases ácidos. Como se vio en el Capítulo 1, las especificación máximas de CO2 y H2S a nivel internacional son 2 % vol y 4 ppmv, respectivamente. Cuando un gas natural excede las especificaciones por H2S y/o CO2 se denomina un gas agrio; por el contrario, cuando el contenido de estos compuestos en el gas natural está por debajo de los límites especificados para gas de venta, se dice que es un gas dulce.
El gas natural que tiene concentraciones de H2S y CO2 por encima de los límites permisibles, tiene que ser tratado para removerle el gas ácido. Como el H2S reacciona con muchos compuestos, hay una gran variedad de procesos para extraerlo químicamente. En pequeñas concentraciones, es económica su remoción haciéndolo reaccionar con compuestos sólidos secos como el óxido de hierro o el óxido de zinc. Cuando las concentraciones son altas, se usan los solventes. En cuanto al CO2, se extrae solamente con solventes.
2.2
Procesos Típicos de Tratamiento de Gas por Remoción de
Gas Ácido.
Tipos de Procesos
En esencia, hay siete categorías de procesos de desacidificación o endulzamiento:
1. Procesos con solventes químicos 2. Procesos con solventes físicos.
3. Procesos con solventes híbridos o mixtos.
4. Procesos de conversión directa (solamente para remoción del H2S) 5. Procesos de lecho sólido o seco, membranas y otros.
6. Membranas y otros procesos de endulzamiento.
7. Procesos criogénicos (tecnología especial que se aplica solamente en circunstancias excepcionales)
La mayoría de los gases agrios se tratan con solventes regenerables para separar los gases ácidos de los hidrocarburos. En la Fig. 2-1 y Fig. 2-2 se muestra un proceso típico para este propósito.
El gas entra al separador de entrada en el cual se separa cualquier liquido condensado y fluye a la absorbedora por al fondo. Por la parte superior de la torre entra el solvente pobre (generalmente aminas) disueltas en agua y en la medida que fluye hacia abajo de plato a plato, se pone en íntimo contacto con el gas que fluye hacia arriba burbujeando en el líquido.
Cuando el gas alcanza la cima de la torre, virtualmente todo el H2S y dependiendo del solvente, casi todo el CO2 se ha removido de la corriente de gas de carga.
El gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones de H2S y CO2, pero como está saturado con agua, generalmente va a un proceso de deshidratación como se vio en el capítulo anterior. Normalmente las contadoras operan a niveles de presión de 950 psig.
El solvente rico en hidrocarburos sale por el fondo de la contactora y pasa por una válvula de control en la cual cae la presión a un nivel de 70 psig. A dicha presión entra a un tambor "flash" en el cual la mayoría del hidrocarburo gaseoso disuelto y algo de gas ácido se separan.
FIGURA 2-1.
A continuación la solución rica intercambia calor con la solución regenerada o pobre que sale caliente de la torre despojadora. Luego de precalentarse entra a la despojadora o regeneradora donde el proceso ocurre alrededor de 14 psig a la temperatura respectiva de ebullición de la solución. El calor al fondo de la torre se suministra con un rehervidor.
Los vapores que salen por la cima de la torre pasan por un condensador y un separador o tambor de reflujo, en el cual se separa el gas ácido y el líquido condensado. Este líquido es bombeado nuevamente por la parte superior de la torre como reflujo. La corriente de gas ácido es una corriente de deshecho que debe ser incinerada o tratada para convertir el H2S generalmente a azufre.
La solución regenerada sale por el fondo de la torre o el rehervidor, pasa por el intercambiador solvente pobre / solvente rico y va al tanque de reposición de solvente.
Del tanque se bombea a través de un enfriador en el cual se controla la temperatura apropiada para el tratamiento en la contactora, que generalmente es 10 °F más caliente que el gas de carga para evitar condensación de hidrocarburos que causan problemas de espuma en el proceso.
Variaciones al proceso descrito anteriormente se muestran en las Figs. 21-13 a 21-16 del GPSA.
Siguiendo el sistema de endulzamiento del gas natural, a continuación viene el proceso de recuperación de azufre, que se muestra en la Fig. 2-3.
FIGURA 2-1.1. Planta de endulzamiento con aminas
FIGURA 2-2.
FIGURA 2-3
RECUPERACIÓN DE AZUFRE
Fuente: Base de Datos de PEMEX, Gas y Petroquímica Básica.
El gas ácido (H2S ácido sulfhídrico + CO2 bióxido de carbono), proveniente del proceso de endulzamiento, pasa por un reactor térmico (cámara de combustión) y posteriormente pasa a dos reactores catalíticos, donde finalmente se logra la conversión del H2S (ácido sulfhídrico) en azufre elemental. El azufre elemental se almacena, transporta y entrega en estado líquido.
De la misma forma la acidez del gas se puede eliminar con procesos de adsorción secos con lechos adsorbedores de diferente naturaleza. Algunos de los usados para remover el H2S son el Sulfatreat, Iron sponge y tamices moleculares.
Procesos con Solventes Químicos
En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica, inestable, se puede separar en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/ o por reducción de la presión de operación, para liberar los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez regenerada, la solución se envía nuevamente a la unidad de absorción.
El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos una alcanolamina o una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin aditivos. En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico).
La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso de regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la correspondiente disminución de suministro de calor.
Las soluciones de carbonato de potasio, generalmente incluyen activadores para aumentar la reacción cinética, pero esos solventes son difíciles de regenerar con un simple descenso de la presión. En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO2.
Las principales desventajas son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometria de las reacciones.
Procesos con Solventes Físicos
Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. También llevan asociado calor de solución, el cual es considerablemente más bajo que el calor de reacción en los procesos de solventes químicos. Como se puede anticipar la absorción trabaja mejor con alta presión parcial de gas ácido y bajas temperaturas.
La carga de gas ácido en el solvente es proporcional a la presión parcial del componente ácido del gas que se desea tratar. Debido a la baja cantidad de calor de solución, con el dióxido de carbono, la mayor parte de los solventes físicos pueden ser regenerados por simple reducción de la presión de operación, sin que sea necesario la aplicación de calor. Cuando se requiere de especificaciones más extremas (con menor cantidad de gas ácido en el gas tratado), la reducción de la presión podría ir acompañada de un calentamiento adicional.
La principal atracción de los procesos de solventes físicos es la remoción bruta de gas ácido con alta presión parcial. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas simultáneamente.
Una desventaja de los solventes físicos es la solubilidad relativamente alta de hidrocarburos de alto peso molecular (C3+). Dependiendo de la composición de entrada, la pérdida de hidrocarburos. Los cuales pueden ser usados como combustibles y el costo de su recuperación, podrían hacer prohibitiva la utilización de un proceso físico.
Procesos con Solventes Híbridos o Mixtos
Los procesos híbridos trabajan con combinaciones de solventes físicos y químicos y, naturalmente, presentan las características de ambos. La regeneración se logra por separación en múltiples etapas y fraccionamiento. Dependiendo de la composición del solvente, pueden remover CO2, H2S, COS, CS2 y mercaptanos. La selectividad hacia el H2S se logra ajustando la composición del solvente y/ o el tiempo de contacto. La solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular se puede mantener dentro de los límites razonables.
Procesos de Conversión Directa
Los procesos de conversión directa (ver Tabla No. 1-6), se caracterizan por la selectividad hacia la remoción del sulfuro de hidrógeno (H2S). El H2S es removido preferencialmente de la corriente de gas, por un solvente que circula en el sistema. Los solventes pueden ser reducidos fácilmente por el H2S y rápidamente oxidados por el aire, para producir azufre elemental. Estos procesos son particularmente atractivos en lugares donde se desea evitar el impacto ambiental del sulfuro de hidrógeno (H2S).
Otros Procesos
Mallas MolecularesLas mallas moleculares pueden ser usadas para absorber físicamente los componentes ácidos, tales como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono y luego se regeneran utilizando temperaturas elevadas o descensos de presión. Las
mallas moleculares son lechos fijos (típicamente UC, tipo 4-A-LNG) que operan con ciclos de trabajo y se pueden utilizar para deshidratar el gas natural.
Membranas
Un proceso cuyo interés está incrementado es el uso de membranas permeables para la separación del gas ácido. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad/ difusividad. El agua, el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno son moderadamente altos difusores, lo cual indica que se pueden colar a través de una membrana más fácilmente que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Los gases lentos, son aquellos que tienden a permanecer detrás y que no atraviesan la membrana, por ejemplo los hidrocarburos alifáticos y el nitrógeno. La fuerza motriz requerida para lograr que los gases se difundan es generalmente alta (1.000,0 lpcm). El efecto de separación no es absoluto y por lo tanto, siempre habrá pérdidas de hidrocarburos en la corriente de gas ácido. Cualquier corriente permeabilizada contendrá cantidades significativas de hidrocarburos. Otra característica de los sistemas de membranas es que son esencialmente modulares.
Factores que se consideran para la Selección de un proceso.
Los factores que se consideran más importantes en la selección de un proceso son: Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H2S, CO2, COS,
RSH, etc.
Tipo y concentración de las impurezas en el gas ácido. Especificaciones del gas residual (gas dulce)
Temperatura y presión del gas ácido y del endulzado. Volumen del gas a ser procesado.
Corrosión.
Requerimiento de selectividad. Costos de capital y operación. Regalías
Especificaciones de los productos líquidos.
Criterios de Selección de Procesos
De acuerdo al tipo de contaminantes, se debe escoger el tipo de proceso a utilizar para el endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que amina, sería la más adecuada en relación a los contaminantes presentes en nuestro gas.
Tabla 2.1 Guía para la selección de procesos Contaminante Aminas (DEA) Solv. Físicos (Selexol) Solv. hibridos (Sulfinol) Carb. Potasio (Benfield) Tamices moleculares H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
CS2 No Bueno Bueno Posible --- EMS, DMDS No --- --- --- ---
Referencias:
COS : Sulfuro de carbonilo (*) : Denota mercaptanos CS2 : Disulfuro de carbono
EMS : Etil metil sulfuro DMDS : Dimetil disulfuro
2.3
Consideraciones de Diseño y Operación de
Equipos en Proceso de Remoción de Gas Ácido
El proceso de endulzamiento con solventes regenerativos consiste esencialmente de los pasos cíclicos siguientes:
a. Poner en contacto el gas natural conteniendo los gases ácidos con una solución pobre a alta presión y baja temperatura en una absorbedora o contactora.
b. Regenerar la solución rica a baja presión y alta temperatura para obtener solución pobre que luego se enfría y se recircula.
Aunque esto parece sencillo, la operación del proceso requiere un funcionamiento armónico en los diferentes equipos. Si uno de los equipos en el tren no hace su parte apropiadamente, el tratamiento del gas es malo y se requiere apagar la planta, quemar el gas en la tea de “flare” y proceder a remediar la situación.
Una parada de planta que no esté programada, normalmente es muy costosa en este tipo de actividad.
Por lo tanto es necesario tener claro el propósito y las condiciones de operación de los equipos que conforman el tren de endulzamiento.
Como se ilustra en la Fig. 2-1.a, la primera vasija en esta unidad es el separador de entrada. Su propósito es separar las diferentes fases de los fluidos que entran y poder manejar cualquier bache de líquido proveniente del sistema de gasoducto, para evitar que los vapores que salen de la vasija se contaminen con líquido.
Si el separador es más grande de lo necesario no es problema, pero si es pequeño, será la causa de muchos problemas en la operación de la unidad. La temperatura de los fluidos que entran no debe estar a más de 5 a 10 °F por encima de la temperatura de formación de hidratos a la presión de operación (≈ 500 psia), para facilitar la condensación de la mayor cantidad posible de hidrocarburos pesados.
Compresión
En muchos yacimientos viejos, la presión ha declinado de forma tal que para mantener la producción de los pozos, la presión en cabeza debe ser disminuida para mantener una rata de producción en un nivel aceptable.
Esto significa que la presión en las líneas de recolección ha disminuido y por lo tanto, el gas llega a la planta de tratamiento por debajo de la presión de diseño. Por lo tanto el gas tiene que ser comprimido a la presión requerida, tanto para tratamiento como para entrega a las líneas de gas de venta.
Los compresores pueden ser diseñados para manejar gas bastante agrio, mediante una apropiada especificación de materiales. En este proceso, la temperatura se incrementa considerablemente y por tanto el gas debe ser enfriado a 90 - 100 °F si la presión está en el orden de 1,000 psia, para condensar agua, hidrocarburos y aceite del compresor. Esta corriente enfriada debe pasar por un separador antes de entrar a la absorbedora.
Absorbedora o Torre Contactora
La absorbedora o contactora es una vasija vertical a presión que contiene entre 20 -24 platos, o un número de etapas equivalentes en empaque. En ella ocurre la transferencia de masa de los gases ácidos contenidos en el gas al solvente de endulzamiento. El grueso de la absorción ocurre en los primeros cinco platos del fondo de la torre.
Cuando el solvente es amina, la absorción es por reacción química la cual es exotérmica y hace que se incremente la temperatura de salida de la solución en unos grados. El incremento en temperatura depende de la concentración de los gases ácidos en el gas agrio y la carga molar, la cual se define más adelante. La solución rica sale por el fondo de la torre a través de una válvula de control de nivel y de disminución de presión.
La presión de operación de la contactora puede variar considerablemente de planta a planta, pero en operaciones de alta presión, la mayoría de ellas opera en el rango de 950 a 1,000 psia, de esta forma el gas dulce puede entrar a la línea de gas de venta a un nivel de presión de 900 psig o más.
Un problema que debe evitarse en la contactora es la espuma, la cual puede detectarse mediante medición continua de la presión diferencial a través de la contactora, entre el gas de entrada y el gas de salida.
En los platos en los cuales se presenta espuma, la solución tiende a mantenerse sobre ellos incrementándose la cabeza hidrostática.
El gas va acumulando dicha cabeza hidrostática entre los platos de fondo y de cima, a medida que burbujea a través del líquido en cada plato.
Lavado con Agua del Gas Tratado
El gas que sale por la cima de la contactora está virtualmente libre de gases ácidos y cumple con las especificaciones por H2S y CO2. Sin embargo, requiere tratamiento para ajuste del punto de rocío. Además como la temperatura de salida del gas es de 100 °F o un poco mayor, algo de solvente sale en fase vapor con el gas dulce y por lo tanto esta corriente usualmente se lava con agua.
Esto se pueda hacer en una torre que condene alrededor de seis platos. El agua utilizada para lavado debe ser desmineralizada o condensada del vapor vivo, la cual después del lavado se usa como agua de reposición para la solución de endulzamiento, con lo cual se reducen las pérdidas de solvente.
Tambor Flash
El uso de este equipo trae como beneficio lo siguiente:
- Reducir erosión en los intercambiadores amina rica - amina pobre. - Minimizar el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.
- Reducir la carga de vapores a la despojadora.
- Permitir usar el gas que se libera como combustible, mediante endulzamiento en una pequeña torre en la parte superior del tambor.
Cuando hay presencia de hidrocarburos pesados en el gas natural, se usa este tanque para retirarlos. El tiempo de residencia puede variar entre 5 y 30 minutos, dependiendo de los requerimientos.
Intercambiador de Calor Solución Rica/Pobre
La solución rica relativamente fría intercambia calor con la solución regenerada la cual está cerca a su punto de ebullición. Uno de los equipos más comunes para este servicio es el intercambiador de casco y tubos. Normalmente este intercambiador se hace de acero al carbón, pero algunas veces los tubos se hacen de acero inoxidable para alargar el tiempo de vida del equipo.
Los principales problemas de operación con este tipo de intercambiador, son corrosión y ensuciamiento. Falla de un tubo debido a corrosión se puede notar por un incremento súbito del gas ácido residual en el solvente regenerado, debido a fugas de la solución rica hacia la solución pobre que opera a más baja presión. El ensuciamiento se detecta mediante seguimiento rutinario de la eficiencia de transferencia de calor en el intercambiador.
La solución rica sale del tambor mediante una válvula de control de nivel y como el gas tiende a liberarse de la solución a medida que el solvente rico es calentado, debe mantenerse determinado nivel de presión sobre el líquido.
Por esta razón la válvula de control de nivel debe ser la última pieza de equipo a través de la cual pasa el solvente rico antes de entrar a la columna despojadora. Por lo tanto esta válvula que controla el nivel en el tambor flash, debe montarse sobre la boquilla de alimento a la despojadora.
Si se usa carbonato de potasio como solvente, no se requiere este intercambiador puesto que la solución contacta al gas en la absorbedora a alta temperatura. Esto representa un significativo ahorro de energía para este proceso comparado con el proceso de amina.
Regeneradora o Despojadora
Las reacciones químicas por las cuales los gases ácidos son removidos por el solvente en la contactora tienen que ser reversadas. Esto se hace bajando la presión de la solución a alrededor de 12 a 15 psig y calentando a la temperatura de ebullición a esta presión. Lo anterior ocurre en una vasija de baja presión llamada regeneradora o despojadora.
La solución rica entra a la despojadora por la parte media superior de la vasija. La fuente de calor para el despojo está en el fondo de la vasija suministrada por el rehervidor, en el cual se calienta el líquido a su punto de ebullición con vapor de agua.
Los vapores del rehervidor entran a la despojadora por debajo del plato de alimento y a medida que ascienden suministran el calor para despojar los gases ácidos de la solución rica. La solución regenerada ahora pobre, sale por el fondo o por el rehervidor de la torre.
Rehervidor
El rehervidor suministra el calor para la regeneración del solvente. La precaución principal que debe tenerse en esta operación es no exponer el solvente a temperaturas que puedan descomponerlo. Por lo tanto, el medio de calentamiento en el rehervidor no debe estar por encima de 340 °F.
El calor puede ser suministrado por vapor de agua o glicol caliente en un rehervidor de casco y tubos, o por un horno de fuego directo, el cual se diseña para que la temperatura máxima de pared en los tubos sea la requerida para calentar la solución pero que se evite la degradación térmica.
Reclaimer (Recuperador)
Cuando se usa monoetanolamina (MEA) o diglicolamina (DGA), generalmente se usa un rehervidor adicional "Reclaimer", para remover productos de la degradación del solvente, sales, sólidos suspendidos, ácidos y compuestos de hierro.
Normalmente “soda ash” o cáustica se adiciona al reclaimer con MEA para obtener un pH entre 8-9, para DGA no se requiere adición de solución básica. La rata de circulación en el reclaimer está entre 1 - 3 % del total de la circulación de amina.
Condensador
La corriente de vapores que sale caliente por la cima de la despojadora está compuesta por H2S, CO2, algo de hidrocarburo gaseoso disuelto, un poco de vapor de agua y solvente.
Esta corriente caliente de vapor pasa por un condensador que generalmente es aéreo, donde se enfría hasta la mínima temperatura que permita el aire, para minimizar las pérdidas de solvente y agua en fase de vapor en el gas ácido.
La mayoría del agua y el solvente químico condensan y son separadas del gas ácido en el tambor de reflujo.
Tambor de Reflujo
La corriente en dos fases proveniente del condensador entra a un separador llamado tambor de reflujo. El líquido condensado principalmente agua con una pequeña cantidad de solvente químico, se bombea a la cima de la despojadora como reflujo.
El reflujo ayuda a reducir la cantidad de solvente químico en la sección de cima de la despojadora disminuyendo sus pérdidas. La rata de reflujo normalmente está entre 1-1.5 moles de agua retornada como reflujo por mol de gas ácido liberado en la despojadora.
Tanque de Almacenamiento de Solución
Este tanque suministra flexibilidad en el manejo del solvente. Opera a presión cercana a la atmosférica con una ligera presión positiva suministrada por gas dulce o gas inerte para prevenir la entrada de aire.
Debe mantenerse un nivel mínimo para garantizar suficiente succión a la bomba de circulación de solvente. Las pérdidas de solvente son repuestas con la adición de solvente puro y agua periódicamente al tanque, manteniendo el rango apropiado de concentración de la solución.
La temperatura de la solución en el tanque es un poco alta, del orden de 150 - 170 °F, dado que tan solo se ha enfriado al intercambiar calor con el solvente rico.
Bomba de Solución
La bomba de solución eleva la presión del solvente pobre a la presión de la contactora. Normalmente estas bombas son centrífugas y la rata de circulación se controla con una válvula de control.
Esto permite a los operadores de la planta variar la rata de circulación de solvente proporcionalmente a la rata de flujo de gas a la contactora. Con esto se mantiene la carga molar deseada y la eficiencia de energía en todo el proceso.
Filtración
El proceso de filtración del solvente pobre es de mucha ayuda para tener una operación exitosa de una unidad de tratamiento de gas. La cantidad de la corriente a ser filtrada debe ser tan alta como sea práctico y varía en un rango tan amplio corno 5 a 100 % de la corriente total.
Generalmente se hace en dos etapas, primero a través de un filtro de elementos tipo cartucho, en el cual se remueven tamaños hasta de 10 mieras y posteriormente a través de un filtro con carbón activado, en el cual se remueven hidrocarburos y otros contaminantes hasta un tamaño de 5 micras, e incluye el mecanismo de adsorción. El objetivo es mantener limpia la solución para evitar espuma.
Corrosión
La combinación de H2S y C02 con agua, asegura que haya condiciones de corrosión en una planta de tratamiento de gas. En general corrientes de gas con alta relación H2S a CO2 son menos corrosivas que las que tienen bajas relaciones. Concentraciones de H2S en el rango de ppmv con CO2 de 2 % o más son bastante corrosivas.
Como la corrosión en plantas de endulzamiento es de naturaleza química, depende fuertemente de la temperatura y la velocidad del líquido. El tipo y concentración de la solución a ser usada tiene gran impacto sobre la rata de corrosión. La corrosión se incrementa cuando se usan soluciones fuertes y altas cargas de gas ácido. En general la velocidad de diseño en tuberías para solución rica debe ser el 50% de la que se usa en servicios dulces.
Muchos problemas de corrosión pueden solucionarse usando una combinación de inhibidores y buenas prácticas de operación tales como:
- Mantener la más baja temperatura posible en el rehervidor.
- En lo posible usar un medio de calentamiento de baja temperatura.
- Minimizar los sólidos y productos de degradación en el sistema con una filtración efectiva y el uso de reclaimer.
- Evitar el oxígeno mediante el uso de gas de blanqueo en tanques y manteniendo presión positiva en succión de todas la bombas.
- Usar agua desionizada o de calderas para reposición, generalmente vapor de agua.
- Limitar el poder de tratamiento de la solución a los niveles mínimos requeridos.
- Circular la solución rica por el lado tubo de los intercambiadores. - Hacer seguimiento a las ratas de corrosión con cupones o probetas.
- Mantener un nivel mínimo de solución de 6 pulgadas por encima de los tubos en el rehervidor.
En las siguientes gráficas, se algunas fotografías de la corrosión que se presenta en los ductos.
Fig. 2-4 Corrosión en equipos de endulzamiento
Fig. 2-5 Corrosión en equipos de endulzamiento
Materiales
Normalmente el material principal de construcción en estas plantas es acero al carbón. Vasijas y tuberías pueden tener alivio de esfuerzos para evitar corrosión en
las soldaduras. El rango de corrosión permisible para los equipos es entre 1/16" a 1/4" típico 1/8".
Cuando se conoce de problemas de corrosión o se requieren altas cargas de solución, se usa acero inoxidable 304, 316 o 410 en las siguientes áreas críticas:
- Condensador.
- Haz de tubos del rehervidor.
- Tubos del intercambiador amina rica - amina pobre.
- Tubería de solución rica desde el intercambiador amina rica - amina pobre hasta la despojadora.
- Los 5 platos de fondo de la contactora y los 5 platos de cima de la despojadora.
Optimización del Proceso
La extracción de gases ácidos al gas natural es uno de los procesos más costosos en una planta de gas, por las siguientes dos razones:
- Los costos de inversión en equipos y los costos de operación son altos. - Los componentes removidos no tienen valor.
Por lo tanto la Optimización del proceso es muy importante y tiene los siguientes objetivos:
- Reducir costos de operación. - Mantener máxima producción. - Reducir costos de mantenimiento.
El área principal en la cual pueden bajarse costos de operación es la de consumo de energía. En procesos de endulzamiento, las dos principales áreas de consumo de energía son, el bombeo de la solución y el requerimiento de calor para su regeneración.
Para reducir el consumo en estas dos áreas, la clave es optimizar la rata de circulación. Para esto se requiere operar con una solución en el valor superior del rango tanto para concentración como para carga molar. El calor al rehervidor debe mantenerse en el mínimo valor requerido para regenerar la solución al grado de pureza necesaria, con esto se minimiza la rata de circulación de la solución. Para lograr lo anterior, se hace seguimiento mediante un analizador, al contenido de gas ácido en las soluciones rica y pobre. Sin embargo el costo de este instrumento y su operación también es alto.
Otra área para ahorro de energía es el intercambiador de calor de solución rica/pobre. Este intercambiador debe ser dimensionado generosamente para recuperar el máximo de calor de la solución pobre caliente. Debe hacerse seguimiento periódico a la eficiencia de este intercambiador observando el ensuciamiento.
Es necesario tener muy presente que la operación a alta concentración de solvente y alta carga molar, favorece la rata de corrosión. Por lo tanto, el seguimiento y control de la corrosión debe ser parte muy importante en la operación de la planta.
2.4 Problemas Operacionales
Los principales problemas operacionales que pueden encontrarse en facilidades de tratamiento de gas agrio son:
- Dificultad para alcanzar la especificación de H2S para el gas de venta. - Formación de espuma en la solución, en la contactora o en la regeneradora. - Corrosión en tuberías y vasijas.
- Pérdidas de solvente.
Si la planta deja pasar gas agrio por alguna razón a las líneas de transmisión, el operador de estas líneas detecta tal condición inmediatamente, y después de una advertencia mínima al operador de la planta, cierra automáticamente la válvula de admisión de gas al sistema principal de transmisión.
De esta manera se presenta un contraflujo en la planta y entra a operar el sistema de relevo a la Tea, en la cual se quema el gas que está fuera de especificaciones. Los operadores de la planta tienen que detectar la causa de la falla y corregirla, antes de volver a alinear el gas al sistema de transmisión.
La formación de espuma en la solución ocurre cuando hay arrastre mecánico de líquido como burbujas. La tendencia a formar burbujas se incrementa con la disminución de la tensión superficial de la solución, debido a la interferencia de sustancias extrañas en la superficie de la solución que está sobre el plato. Se piensa que la espuma se produce por los siguientes factores:
- Hidrocarburo líquido.
- Productos de degradación de la amina.
- Productos químicos utilizados para tratamiento en los pozos o sistemas de recolección.
- Productos químicos utilizados para el tratamiento del agua de reposición. - Sólidos finos suspendidos tales como sulfuro de hierro.
Los sólidos suspendidos en la solución por ellos mismos no causan espuma, pero cuando hay espuma la estabilizan. Para evitar la formación de espuma, a veces es efectivo adicionar a la solución un agente antiespumante; sin embargo, esto no corrige el origen del problema.
Además, si se adiciona mucho antiespumante a la solución se puede inclusive agravar el problema.
Otro problema de común ocurrencia en una planta de amina es la corrosión. Para mantener en control la rata de corrosión, se adiciona un inhibidor de corrosión y se usa acero inoxidable en ciertas partes de los equipos de proceso.
Predecir con certeza en qué lugar atacará la corrosión es muy difícil. Por experiencia se han detectado áreas donde hay más tendencia a la corrosión tales como, la parte superior de la despojadora, los tubos del rehervidor, los intercambiadores de calor y alguna tubería de conexión. En estos sitios la temperatura es alta.
Ampollamiento por hidrógeno se detecta después de muchos años de servicio en el casco de la absorbedora o de la regeneradora. Craqueo inducido por hidrógeno puede también ocurrir después de muchos años de servicio, en las soldaduras de las vasijas o de la tubería.
Corrosión/erosión puede ocurrir en áreas en las cuales la velocidad del fluido es alta, tales como en la línea de retorno del rehervidor, en el punto de entrada de los vapores del rehervidor a la despojadora y aguas abajo de las válvulas que tumban presión.
En todos los sistemas de solventes regenerativos, es necesario hacer una reposición periódica de solvente puro a la solución, debido a las pérdidas de solvente durante la
operación. Las pérdidas de solvente en los sistemas de tratamiento de gas pueden ocurrir por las siguientes causas:
- Vaporización. - Arrastre.
- Degradación y remoción de productos de degradación. - Pérdidas mecánicas.
Los solventes usados en el tratamiento de gas como cualquier otro liquido, tienen una presión de vapor que se incrementa con la temperatura. En un sistema de endulzamiento de gas, hay tres vasijas en las cuales el gas y el líquido se separan: absorbedora, tambor flash y tambor de reflujo.
La corriente más voluminosa es la corriente de gas que sale de la absorbedora. Para reducir las pérdidas de solvente por esta fuente, se emplea una sección de lavado con agua. Las pérdidas de solvente en el tambor flash normalmente son pequeñas, dado que el gas que sale por esta vasija es muy pequeño comparado con las demás corrientes de la planta.
Cuando la solución se regenera en la despojadora, algo de solvente sale por la cima con el la corriente de gas ácido y el vapor de agua. Luego de la condensación, la mayor parte del agua y la amina retornan como líquido a las cima de la despojadora, con lo cual se recupera la mayoría del solvente. Sin embargo, algo sale en el tambor de reflujo con la corriente de gas ácido. Bajando la temperatura del reflujo, se reducen las pérdidas de solvente en este punto.
Se presenta arrastre de solvente cuando hay formación de espuma, o bajo condiciones de alta velocidad del gas. Previniendo la formación de espuma y
manteniendo la operación al nivel de carga de diseño, el arrastre puede controlarse y por tanto se controlan las pérdidas de solvente.
En los sistemas de aminas alguna degradación de solvente ocurre. Las aminas primarias son las más susceptibles a este problema, por lo cual en tales sistemas se requiere un equipo especial de separación llamado reclaimer, para remover periódicamente los productos de la degradación, los cuales pueden contribuir a la corrosión.
Las principales pérdidas de solvente se deben frecuentemente a problemas o acciones mecánicas. Esto incluye el cambio de filtros, escapes por bombas o uniones y limpieza y drenaje de vasijas.
2.5 Solventes para Tratamiento de Gas
La mayoría de los solventes químicos regenerativos para endulzamiento son alcanolaminas que corresponden a bases orgánicas débiles. Las alcanolaminas se forman por el reemplazo de uno, dos o tres átomos de hidrógeno de la molécula de amoníaco con radicales de otros compuestos generalmente alcoholes y glicol, para formar aminas primarias, secundarias y terciarias respectivamente.
Aminas primarias: - MEA = monoetanolamina - DGA = diglicolamina Aminas secundarias: - DEA = dietanolamina - DIPA = diisopropanolamina
Aminas terciarias:
- TEA = trietanolamina
- MDEA = metildietanolamina
Las aminas que son bases, se combinan químicamente con los gases ácidos para formar sales inestables a moderadas temperaturas. Estas sales se rompen a temperaturas altas y bajas presiones (las reacciones químicas son reversibles al reversar las condiciones físicas de temperatura y presión).
En el GPSA se muestran en las Eqs. 21-1 a 21-9 las reacciones químicas, y en la Fig. 21-5 las propiedades físicas de varios solventes usados en el tratamiento del gas agrio.
Existe una nueva familia de solventes que tiene su base en aminas y se denominan solventes formulados. Su popularidad se debe a que permiten ahorros en tamaños de equipos y en energía sobre casi todas las otras aminas.
Las ventajas de la MDEA son válidas para estos solventes reformulados y normalmente estos la superan. La mayoría de estos solventes son formulaciones con base en la MDEA.
Los beneficios que los fabricantes de estos solventes aseguran son:
Para nuevas plantas, - reducir corrosión
- reducir rata de circulación
- disminuir los requerimientos de energía
Para plantas existentes,
- incrementar su capacidad, (mayor rata de carga, o mayor composición de gas ácido de entrada)
- reducir corrosión
- reducir rata de circulación
- disminuir los requerimientos de energía
Entre las compañías que ofrecen este upo de solventes están: - Dow Chemical Company = GAS/SPEC™ - Huntsman = TEXTREAT™ - Union Carbide Corporation = UCARSOL™
Estas compañías ofrecen su solvente formulado sobre la base de ventas "como es". Esto significa que no hay costo involucrado de tecnología licenciada y por lo tanto no hay garantías de proceso incluidas. Algunos proveedores ofrecen servicios gratis tales como simulación de procesos en el sitio del servicio técnico, análisis de solventes, etc.
Otros solventes químicos diferentes a las aminas se han desarrollado para la remoción de gases ácidos al gas natural. Uno de estos químicos es el carbonato de potasio K2CO3, que es una sal alcalina y se usa en aplicaciones en las cuales se remueve principalmente CO2.
El carbonato de potasio reacciona con ambos gases ácidos y el proceso puede ser operado a temperaturas más altas de la absorbedora que otros solventes (hasta 190 - 230 °F), por esta razón se conoce como proceso de "marmita caliente - hot pot".
Requiere baja cantidad de calor para regeneración y por tanto es menos costosa su operación que los procesos con aminas. Sin embargo, si la relación H2S/CO2 no es bastante baja, se dificulta la remoción de H2S y poder cumplir con la especificación de calidad como gas de venta.
Por lo tanto es un proceso bastante atractivo para gas natural con alto contenido de CO2. La química del proceso ha sido mejorada con la adición de catalizadores y es licenciado con varios nombres como Benfield de UOP, Catacarb de Eickmeier o FLEXSORB HP de Exxon.
Carbonato Potásico Caliente (Hot Pot)
Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. La absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tasas de difusión a través de la Interfase gas-líquido y de la reacción con el carbonato.
La solución de carbonato rico es retirada en la base del absorbedor y enviada, a temperatura constante, hacia la parte superior de la torre despojadora donde una porción considerable del gas ácido es removida después de expandirla a la presión de regeneración casi atmosférica.
Como la absorción y la regeneración son llevadas a cabo a temperatura esencialmente constante, se eliminan los costosos intercambiadores de calor y requerimientos energéticos. Se necesita vapor solamente para despojar y reemplazar la pequeña cantidad de energía perdida por efecto de la expansión.
La mayoría de los usuarios comerciales del Proceso de Carbonato de Potasio Caliente concluyen que en soluciones de carbonato de potasio al 40 %, hay peligro de precipitación del bicarbonato, con el subsiguiente taponamiento y erosión de las partes del equipo. Por lo tanto, se recomienda usar una solución a 20 – 30% para eliminar el peligro de la precipitación. Un transporte de un gas ácido de 23,32 a 28 lt / m3 (2,5 a 3,0 pies3 / gal) de solución ha sido aplicado a la operación comercial.
El proceso tiene las siguientes ventajas:
1. Es un sistema de circulación continua que utiliza un producto químico barato.
2. Es isotérmico tanto para la absorción como para la desorción.
3. La absorción y regeneración son efectuadas a la misma temperatura, eliminando así requerimientos de calor sensible y los intercambiadores de calor costosos que se utilizas en las plantas de amina. Los requerimientos de vapor bajos hacen posible el uso de vapores de escapes, de bajo costo, para la regeneración.
4. La pérdida de carbonato de potasio durante la operación será baja, mientras la pérdida de otros solventes puede ser costosa.
Las desventajas de CPC son las siguientes:
1. Como los otros absorbentes líquidos utilizados en plantas de endulzamiento, la solución de carbonato está expuesta a los problemas de sólidos suspendidos y a la formación de espuma en la parte superior del absorbedor.
2. No remueve el H2S hasta las – así llamadas - especificaciones de tuberías. Para lograr esta calidad se utiliza una planta convencional de amina con el fin de pulir el trabajo o remover los residuos que hayan quedado en el gas.
3. Es similar a otros procesos de remoción, por lo cual también es propenso a la corrosión. El proceso es económicamente aceptable cuando se desea eliminar concentraciones excesivamente grandes de gas ácido. Haciendo un balance entre los procesos de amina y de carbonato potásico caliente, la sumatoria de costos de inversión y gastos de operación, es considerablemente más baja en los procesos CPC (Hot pot).
Como en las plantas de amina. La tasa de circulación debe ser evaluada cuidadosamente. Los datos básicos de equilibrio indican que se puede utilizar hasta el 40% p/p en la solución.
No se consideran los problemas de precipitación, después de un posible enfriamiento de la solución, cuando se trabaja en un punto cercano al límite de saturación. Una concentración de +/- 20% es adecuada para recoger entre 3,5 a 4,0 pies cúbicos de gas ácido por galón de solución.
Para regenerar la solución, es adecuado el uso de 0,5 lbs de vapor por galón de solución, comparado con 1,0 a 1,25 lbs/ gal que se requiere en el caso de la amina. Que además retiene un volumen menor de gas ácido. Los problemas de corrosión en los inicios del proyecto eran menos severos que en las plantas de amina, posteriormente fueron surgiendo modificaciones al proceso original de Carbonato Potásico Caliente que lo mejoraron considerablemente.
2.6 Comparación de Solventes Químicos para Endulzamiento
En la Tabla 5-1 a continuación, se presenta un resumen de algunos parámetros de comparación para diferentes solventes químicos usados en endulzamiento de gas natural. Los datos se obtuvieron en forma teórica para una planta que procesa 50 MMscfd de gas agrio con un contenido de gas ácido (H2S + CO2) de 12 % vol.
Tabla 2-2 Comparación de procesos de absorción con Solventes químicos de endulzamiento
Solvente % peso solución con agua Rata de Circulación gpm Carga molar moles gas ácido/mol solvente Scf gas ácido removido/gal de solución Vapor de despojo lb/gal sol. lb/h MEA 18 1475 0,30 2,82 1,2 106 200 DGA 60 870 0,25 4,80 1.5 78 300 DEA 25 865 0,62 4,82 1,1 57 090 DEA(SNPA) 25 485 1,10 8,56 1,1 32 00 MDEA 35 865 0,50 4,82 1,0 51 900 K2CO3 30 1550 0,30 2,69 0,5 45 500 Fuente: “GPSA”
En la Figura 21-5 del GPSA, se pueden observar los diferentes valores necesarios para poder llevar a cabo los cálculos de una planta de endulzamiento con aminas.
Fig. 2-4 Propiedades físicas de químicos de tratamiento
Las aminas (alcanolaminaas) usadas para la remoción de lo contaminantes ácidos del gas natural son:
- MEA Monoetanolamina (PM = 61,08) - DGA Diglicolamina (PM = 105,14) - DEA Dietanolamina (PM = 105,14) - DIPA Diisopropanolamina (PM = 133,19) - MDEA Metildietanolamina (PM = 119,17) - TEA Trietanolamina (PM = 148,19)
Un criterio para la selección de la amina a usar, según ICONSA, en el endulzamiento del gas natural, se basa en definir las presiones parciales del CO2 y del H2S, simultáneamente. Se usa la siguiente ecuación:
Pi = Pt * (x CO2 + H2S)
Se debe calcular las presiones parciales en la alimentación, como en la salida (producto), para que de acuerdo a la siguiente figura, se obtenga la intersección de los dos valores y de esta forma definir el proceso recomendado que se usará para el endulzamiento.
Fig. 2-5 Remoción de CO2 y H2S simultáneamente
Otro criterio de selección entre los procesos de aminas y los de lecho fijo, para la eliminación de H2S y en función de la masa en la alimentación, se muestra en la Fig. 2-6.
Fig. 2-6 Eliminación de H2S según el flujo másico de alimentación
Por otra parte, la Fig. 2.7 muestra unos criterios de selección del proceso entre aminas, de hecho existen varias recomendaciones y un mercado muy reñido entre los proveedores y fabricantes de los mismos.
Para realizar una selección correcta, se deben analizar las dos siguientes etapas: La Factibilidad técnica
La Factibilidad económica
Es decir, primeramente se deben seleccionar los procesos que pueden cumplir en la realidad con las metas de remoción esperadas y luego realizar un estudio económico de las alternativas técnicamente posibles.
Fig. 2-7 Criterios de selección entre procesos de endulzamiento con aminas
La Fig. 2-8 muestra un cuadro de comparación de solventes químicos de soluciones de aminas, el análisis de estos cuadros, la experiencia y un estudio económico nos pueden dar las pautas para seleccionar un proceso correcto.
Fig. 2-8 Comparación entre solventes químicos de aminas
2.7 Cálculos de Proceso de Endulzamiento con Aminas
La rata de circulación de solvente en galones por minuto y la remoción de gas ácido (acid gas pick up) de la solución en scf de gas ácido/gal de solución, se puede estimar con las siguientes fórmulas generales para aminas:
peso A ML AG Q PM gmp US Circ a a a a % * * % * * * 219 , 0 ) .( ) min ( ) min ( Ec. 2-1
Remoción de gas ácido = ) min ( ) min ( * % * * 72 , 31 a a a a PM peso A ML Ec. 2-2 (scf gas ácido/gal de amina)
En la Fig. 21-5 del GPSA, se encuentra el peso molecular de las aminas. El peso molecular del K2CO3 es 138.21 lb/lbmol. En la Figura 21-8 del GPSA, se encuentran la gravedad específica para diferentes soluciones de amina. La gravedad específica para soluciones de K2CO3 se puede estimar con un 2 % de error de la fórmula siguiente:
)
100
/
(%
0
,
1
2 3 ) (K2CO3
peso
K
CO
Ec. 2-3Para el cálculo del diámetro de la absorbedora se utiliza las siguientes ecuaciones:
1) g g l gas K V , ft/s 2) gas V P T Z Q d * * * * 4 , 59 , pulgadas EJEMPLO 2-1.
Un flujo de gas de 56 MMscfd ( = 0,7273, Z = 0,8706) con un contenido de gas ácido de 8,19 % mol de CO2, se alimenta a una absorbedora a 120 °F y 1000 psia,
para retirarle el CO2 con un solvente químico. Los solventes a considerar son MDEA y K2CO3.
Determinar la rata de circulación y remoción de gas ácido de cada uno de estos solventes, si las concentraciones son 35 y 30 % peso respectivamente, y las cargas molares 0,5 y 0,3 moles de gas ácido/mol de solvente.
Estimar el diámetro interno de una absorbedora de MDEA con la ecuación de velocidad vertical si K = 0,13. DATOS: Q = 56 MMscfd = 0,7273 Z = 0,8706 Solventes = MDEA y K2CO3 T = 120 °F (580 °R) P = 1000 psia % AG = 8,19 K = 0,13 SOLUCIÓN:
(gas) = PM(gas) / PM(aire) = 0,7273 PM(aire) = 28,9625 lb/lbmol
R = 10,73 psia ft3/° R lbmol 3 ) ( 3,89 / 8706 , 0 * 580 * 73 , 10 06 , 21 * 1000 * ft lb RTZ PM P gas
De Figura 2-9 @ (35 % peso de MDEA)
) ( ) ( ) ( 1,035 agua MDEA MDEA ρ (agua) = 62,4 lb/ft3 ρ (MDEA) = 1,035 * 62,4 = 64, 58 lb/ft3 De ecuación 2-3, ) 100 / (% 0 , 1 2 3 ) (K2CO3 peso K CO
30 , 1 ) 100 / 30 ( 0 , 1 ) (K2CO3
De la Figura 21-5 del GPSA,
PM(MDEA) = 119,16 lb/lbmol
De ecuación 2-1, peso A ML AG Q PM gmp US Circ a a a a % * * % * * * 219 , 0 ) .( ) min ( ) min ( Para MDEA, gpm gmp US Circ 661 35 * 035 , 1 * 5 , 0 19 , 8 * 56 * 17 , 119 * 219 , 0 ) .( Para K2CO3, gpm gmp US Circ 1186,50 30 * 3 , 1 * 3 , 0 19 , 8 * 56 * 21 , 138 * 219 , 0 ) .( De ecuación 2-2,
Remoción de gas ácido =
) min ( ) min ( * % * * 72 , 31 a a a a PM peso A ML Para MDEA,
Remoción de gas ácido =
17 , 119 35 * 035 , 1 * 5 , 0 * 72 , 31
Remoción de gas ácido = 4,82 (scf gas ácido/gal de MDEA)
Para K2CO3,
Remoción de gas ácido =
21 , 138 30 * 30 , 1 * 3 , 0 * 72 , 31
Remoción de gas ácido = 2,69 (scf gas ácido/gal de K2CO3)
Cálculo del diámetro para absorbedora de MDEA
De ecuación 1, g g l gas K V = 0,514 89 , 3 89 , 3 58 , 64 13 , 0 ft/s De ecuación de diámetro, gas V P T Z Q d * * * * 4 , 59 , pulgadas " 2 , 57 514 , 0 * 1000 580 * 8706 , 0 * 56 * 4 , 59 d ≈ 60” = 5 ft
Fig. 2-9 Gravedad específica de soluciones de aminas
Fuente: “GPSA”
Según el procedimiento del GPSA, para hacer estimativos de los principales parámetros, para facilidades convencionales de tratamiento con las aminas MEA y DEA, cuando están presentes el H2S y el CO2 en el gas.
Para MEA (se asume x = 0,33 moles de gas acido removidos/mol de MEA): US gpm = 41*[(Q*y)/x] Ec. 2-4
Para DEA convencional (se asume x = 0,50 moles de gas acido removidos/mol de DEA):
US gpm = 45*[(Q*y)/x] Ec. 2-5
Para DEA alta carga (se asume x = 0,70 moles de gas acido removidos/mol de DEA):
US gpm = 32*[(Q*y)/x] Ec. 2-6
Las Ecuaciones 2-4, 2-5, 2-6 no deben usarse si la concentración combinada de H2S y CO2 es mayor a 5 % mol, también están limitadas a una concentración de amina máxima de 30 % peso. (y = contenido de gas ácido (%) ; x = concentración de amina (% por volumen)).
Una vez que se ha estimado la circulación de amina, el calor del rehervidor y los requerimientos de intercambio de calor se pueden estimar con la información de la Tabla 2-3.
Los requerimiento de potencia en bombas y enfriadores con aire, se estiman de la Tabla 2-4.
La Figura 2-10 se usa para estimar el diámetro de la absorbedora y la Tabla 2-5 para estimar las dimensiones principales de otras vasijas en una planta de aminas.
Tabla 2-3 Estimativos de requerimientos de intercambio de calor Duty, Btu/h
Q
Área, ft2 A Rehervidor (Fuego directo) 72 000 *gpm 11,30 * gpm HEX Amina rica/pobre 45 000 * gpm 11,25 * gpm Enfriador de amina con aire 15 000 * gpm 10,20 * gpm Condensador de reflujo 30 000 * gpm 5,20 * gpm Fuente: “GPSA”
Tabla 2-4 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y enfriadores con aire
Bomba principal de amina gpm * psig * 0,00065 = hp Bomba reforzada para amina gpm * 0,06 = hp Bomba de reflujo gpm * 0,06 = hp Condensador aéreo gpm * 0,36 = hp Fuente: “GPSA”
Fig. 2-10 Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del diámetro
Tabla 2.5 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con aminas (Pulgadas) Rata Circulación sol. gpm Diámetro
Regeneradora Tanque Intermedio
Acumulador de
Reflujo Tambor Flash
Filtr
Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diáme
10 16 24 72 16 36 24 72 16 25 24 42 96 24 48 42 96 24 50 30 48 144 30 96 48 144 30 100 42 60 192 42 96 60 192 42 200 60 84 288 60 96 84 288 60 300 72 84 384 72 96 84 384 72 400 84 96 384 84 96 96 384 84 Fuente: “GPSA” Ejemplo 2-2.
Un flujo de gas agrio de 3,0 MMscfd a 850 psig que contiene 0,6 % mol de H2S y 2,8 % de CO2 se va a endulzar usando una solución de DEA al 20 % peso. Calcular la rata de circulación requerida de amina y los principales parámetro de diseño de un sistema convencional de tratamiento DEA.
DATOS: Q = 3,0 MMscfd Solventes = DEA P = 850 psig % AG = 3,4 DEA a 20 % en peso
SOLUCIÓN:
De ecuación 5-5, circulación de DEA
US gpm = 45*[(Q*y)/x]
US gpm = 45*[(3*3,4)/20] = 23 gpm
Calcular de los principales parámetros para los equipos de intercambio de calor con la Tabla 2-3
Rehervidor tipo horno de fuego directo.
Q = 72 000 * 23 = 1,66 * 106 Btu/h A = 11,3 * 23 = 260 ft2
Intercambiador de amina rica/pobre:
Q = 45 000 * 23 = 1,04 * 106 Btu/h A = 11,25 * 23 = 259 ft2
Enfriador de amina:
Q = 15 000 * 23 = 0,345 * 106 Btu/h A = 10,2 * 23 = 235 ft2
Condensador de reflujo:
Q = 30 000 * 23 = 0,69 * 106 Btu/h
A = 5,2 * 23 = 120 ft2
Calcular de requerimientos de potencia para bombas y enfriadores con aire Tabla 2-4
Bombas principales de amina:
hp = 23 * 850 * 0,00065 = 12,7
Bombas de refuerzo para amina:
hp = 23 * 0,06 = 1,4
Bombas de reflujo:
hp = 23 * 0,06 = 1,4
Condensador aéreo:
hp = 23 * 0,36 = 8,3
Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 2-5. (@ 23 gpm):
* Diámetro tanque intermedio = 42” * Longitud tanque intermedio = 96”
* Diámetro acumulador de reflujo = 24” * Longitud acumulador de reflujo = 48”
* Diámetro de tambor flash = 42” * Longitud tambor flash = 96”
* Diámetro filtro de carbón activado = 24” * Longitud filtro de carbón activado = 84”
De la Figura 2-10 (@ 850 psig y 3,0 MMscfd de gas), se determina el diámetro de la absorbedora;
* Diámetro de la absorbedora = 16 “
2.8 Solventes Físicos
Los solventes físicos no reaccionan químicamente con los gases ácidos, pero tienen una alta capacidad física absortiva.
La cantidad de gas ácido absorbido es proporcional a la presión parcial del soluto, y no hay un límite superior evidente debido a saturación, como en el caso de los solventes químicos.
Los solventes físicos de absorción tienen la ventaja de que se regeneran por separación con reducción de presión, y por lo tanto no requieren de mucho calor en la columna despojadora.
Esto hace que los solventes físicos sean muy útiles en procesos gruesos de remoción de gas ácido, seguidos por una limpieza final usando un solvente químico si H2S está presente.
Con los solventes físicos es difícil alcanzar especificaciones estrictas para H2S y tienen la tendencia a remover hidrocarburos pesados.
Algunas compañías licenciadoras de procesos con solventes físicos son:
- Union Carbide = Selexol
Usa un derivado de glicol polietileno.
- Flour Corporation = Fluor Solvent Usa carbonato de propileno anhidro.
- The Germán Lurgi Company & Linde A. G. = Rectisol Usa metanol como solvente.
- Ralph M. Parsons Company = Purisol Usa n-metil 2-pirrolidona (NMP).
- Eickrneyer & Associates = Catasol No se reporta el solvente básico.
SELEXOL
El proceso SELEXOL se usa para la purificación del gas por remoción del H2S, CO2, COS, mercaptanos, etc. de las corrientes de gas por absorción física. El solvente dimetiléter de polietilenglicol, (nombre comercial Selexol), tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre mientras retiene la capacidad de absosber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas.
El proceso Selexol, desarrollado por Allied Chemical Corporation, es ahora propiedad de la Norton. El solvente Selexol, es Dimetiléter de polietilenglicol (DMPEG). La mayoría de las aplicaciones comerciales son para el tratamiento de gas con altas concentraciones de CO2 y H2S, tal como es el caso de las plantas de amoníaco. El Selexol no es recomendable para aplicaciones de baja presión. Una característica adicional del proceso Selexol es su capacidad de deshidratar gas natural hasta alcanzar especificaciones de tuberías. Hay más de 40 plantas en operación o en construcción. El Selexol ha sido operado exitosamente en instalaciones costa afuera por la Marathonxs Brae. Así como ocurre con todos los solventes físicos, hay gran co-absorción de Hidrocarburos. Esto obliga al reciclaje de los hidrocarburos recuperados y a su utilización en el sistema de combustible. Es poco probable que se permita el venteo de estos gases. Una segunda desventaja del proceso Selexol es su viscosidad a la temperatura de operación, lo cual obliga a diseñar con tiempos de retención muy grandes, con el fin de permitir la separación total del gas. Esto puede convertirse en una desventaja en los diseños costa afuera debido a los inventarios de líquidos, el espacio requerido y el peso.
2.9 Solventes Mezclados
Las formulaciones de solventes mezclados contienen solventes físicos y químicos en una solución acuosa. Tienen la ventaja de que reaccionan químicamente con los gases ácidos, con lo cual aseguran altos niveles de remoción de H2S, así como altas cargas de gases ácidos cuando la presión parcial es alta.
Adicionalmente, el solvente físico en solución remueve más de los compuestos de azufre menos reactivos como son COS, CS2 y RSH (mercaptano). Otras ventajas son la economía de calor, bajas pérdidas debido a baja presión de vapor y baja rata de corrosión. Una desventaja de los solventes mezclados es el hecho de que el componente solvente físico absorbe hidrocarburos pesados del gas, algunos de los cuales se van con la corriente de gas ácido como alimento a la planta de azufre. Entre los licenciadores de procesos que utilizan este tipo de solventes se encuentran:
- Shell E&P Technology Company = Sulfmol
El proceso se usa para remover H2S, CO2, COS, CS2, mercaptanos y polisulfuros al gas natural. Es una mezcla del solvente físico Sulfolane, agua y uno de los solventes químicos DIPA (Sulinol D) o MDIZA (Sulfinol M).
Este proceso es económicamente atractivo para tratamiento de gases con alta presión parcial de gases ácidos y es muy bueno para gases pobres muy agrios. Si se desea, el Sulfinol M deja pasar el CO2.
El proceso sulfinol usa una química elaborada con una mezcla de diisopropanolamina y sulfolano (dióxido tetrahidrotiofeno). Es excelente para mercaptanos, COS y CS2, así como otros gases ácidos y es muy estable. Si en el gas
están presentes hidrocarburos aromáticos, estos serán absorbidos, así como también los hidrocarburos parafínicos pesados, aunque en menor grado. El Sulfinol es el único proceso en el cual se combinan las características de un proceso con solvente físico y uno de amina. El absorbente físico, Sulfolano. permite cargas muy altas de gas ácido a presiones parciales altas, dándole su capacidad de remoción en masas, mientras que la amina, DIPA, reducirá los gases ácidos residuales a valores muy bajos. Las cualidades solventes del Sulfolano permiten que se pueda trabajar con tasas de circulación reducidas, lo cual hace el proceso económicamente favorable. La ventaja desaparece a presiones parciales bajas del gas ácido, digamos menores de 6,9 bars (100 Ipcm). La poca tendencia a la formación de espuma permite el uso de altas concentraciones de solvente y aminas, además de un acercamiento mayor al equilibrio con el gas ácido. Los requerimientos de servicios de regeneración son mucho menores que para MEA debido a la tasa reducida de circulación, menor calor específico de la solución (70 % de MEA acuosa) y despojamiento más fácil. EL proceso sulfinol ha sido usado para el endulzamiento de gases naturales donde el contenido de H2S ha variado de 9% a 53% molar y el contenido de CO2 de 1,1% a 28% molar. Una remoción satisfactoria de mercaptanos v sulfuro de carbonilo se obtiene para todas las mezclas.
- Exxon = Flexsorb PS
- UOP - Hi Pure
Este proceso es una combinación del proceso convencional con carbonato de potasio Benfíeld y el proceso con alcanolamina. La corriente de gas se pone primero en contacto con carbonato de calcio siguiendo luego una absorción con amina. Con este proceso se pueden lograr concentraciones de salida para CO2 tan bajas como 30 ppmv y de H2S de 1 ppmv.
2.10 Procesos de Endulzamiento Secos
Aunque el endulzamiento de los gases agrios se hace predominantemente con solventes regenerativos, hay algunos procesos secos que se usan para este propósito como son:
- Iron Sponge
El proceso Iron Sponge utiliza viruta de madera impregnada con una forma hidratada de óxido de hierro. El material se coloca dentro de una torre sobre el cual fluye el gas agrio. El H2S reacciona con el óxido de hierro para formar sulfuro de hierro hasta que se consume todo el óxido de hierro.
Normalmente cuando esto sucede, se saca de servicio la torre y se cambia el material gastado el cual debe ser dispuesto en forma adecuada. Un diagrama típico de este proceso se ilustra en la Fig. 2-4.
- Sulfa Treat
Recientemente se ha introducido al mercado un producto seco granular con base en óxido de hierro cuya marca es Sulfa Treat. El producto se coloca dentro de una torre como se ilustra en la Fig. 2-5, a través del cual fluye el gas agrio. La velocidad superficial de la corriente de gas no debe ser mayor de 10 ft/min y la temperatura debe estar entre 70 y 100 °F. El gas debe estar saturado con agua a las condiciones de presión y temperatura de la torre. Sulfa Treat tiene una estructura molecular diferente a la del Iron Sponge.
Al reaccionar con H2S o mercaptanos, se forma pirita de hierro la cual no es pirofórica. La carga se cambia cuando se consume. El proceso puede ser continuo cuando se usa un sistema de dos torres.
Fig. 2-11 Proceso de endulzamiento por Iron Sponge
Fig. 2-12 Proceso de endulzamiento por Sulfatreat
Fuente: “GPSA”
2.11 Procesos con Solventes Químicos No Regenerativos
Cuando el gas es solamente ligeramente agrio es decir, contiene tan sólo unas pocas ppm de H2S, un proceso de endulzamiento simple tiene ventajas económicas sobre los procesos típicos descritos anteriormente. Este proceso limpia el gas agrio quitándole el H2S consumiéndose el solvente químico del proceso.
Por lo tanto es necesario reemplazar el químico periódicamente y disponer en forma segura los productos de la reacción que contienen el azufre. En la Tabla 2-6 se presenta un resumen de los solventes más comunes usados para este propósito. El proceso consiste de una torre que contiene la solución química a través de la cual se hace burbujear el gas agrio.
Tabla 2-6 Resumen de procesos de H2S no regenerativos
Nombre de Marca
Químico Base Método de Aplicación Método de Disposición Problemas Scavinox Formaldehido 60 % en metanol
Pozo profundo Olor repugnante
Chemsweet ZnO Masa con agua Material de relleno
Disposición
Slurrisweet Fe2O3 Masa con agua Material de relleno
Disposición
Sulfa-Check NaNO2 Solución con agua
Material de relleno
Disposición
Suífa-Scrub Triazina Químico en torre o tubería
Pozo profundo Alto costo
El proceso Sulfa-Scrub es el desarrollo más reciente. El químico usado en este proceso es triazina la cual reacciona con H2S pero no con CO2. El producto final puede inhibir corrosión y es soluble en agua; por lo tanto, su disposición puede hacerse adicionándolo simplemente a un sistema de disposición de agua.
2.12 Operaciones de arranque de planta y operaciones de rutina
2.12.1 Arranque de plantaAl momento del arranque de planta, se deben seguir una serie de pasos, descritos a continuación, siguiendo la Fig. 2-13, para establecer el flujo de proceso que se presenta en una planta endulzadora de gas natural.
