ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

Introducción

Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el

CO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los

mercaptanos (RSH), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc.

Las especificaciones de transporte indican 4 ppmv, o bien 0,25 granos /100

scf. (un gramo es igual a 15,4324 granos) El CO2 generalmente está

comprendido dentro del porcentaje de gases inertes junto con el nitrógeno,

permitido entre un 2 a 3 % en total. En algunos casos, cuando hay procesos

criogénicos que siguen al endulzamiento, la remoción del CO2 debe llegar a

100 ppmv.- Hay más de 30 procesos desarrollados para quitar los gases

ácidos. De acuerdo a los métodos y productos utilizados, estos procesos

pueden clasificarse del siguiente modo:

1. Procesos en tandas, o baches, como por ejemplo la esponja de hierro, o

Chemsweet o Sulfacheck, y la soda cáustica. Como no es posible recuperar el

reactante, su uso se limita a quitar pequeñas cantidades de sulfuros, ya sea en

pequeños caudales o pequeñas concentraciones de sulfuro de hidrógeno.

2. Soluciones acuosas de aminas, como la monoetanolamina, dietanolamina,

diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras.

Como estas soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar

grandes cantidades de sulfuros, y también CO2 cuando es necesario.

3. Soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente físico y agua), como

los procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes

cargas de gas ácido.

4. Solventes físicos, como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden

regenerarse sin calor y secar, simultáneamente el gas. Se usan mayormente

para remover el grueso del CO2 generalmente en las plataformas.

5. Soluciones de carbonato de potasio caliente, como los procesos Hot Pot,

Catacarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes químicos parecidos

a los solventes físicos.

6. Oxidación directa o transformación en azufre, como los procesos Stretford,

Sulferox Lo Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S.

7. Adsorción, como los tamices moleculares de Davison Chemical, Linde o

Zeochem. Se usa a bajas concentraciones de ácidos, y simultáneamente se

puede secar el gas.

8. Membranas, como las producidas por Monsanto, Grace, DuPont, Cynara

(Dow Chemical), Air Products, International Permeation, AVIR, etc. Son muy

apropiadas para separaciones a granel de CO2, especialmente cuando la

concentración en el gas es muy alta.

Los procesos más comunes son los de baches y el uso de aminas. Por debajo

de 20 libras/día, los procesos en baches son más económicos, y sobre las 100

libras/día, se prefiere las soluciones de aminas.

Contenido de Azufre, en Lb/día = 1.34 x (MMscfd) x (gr H2S / 100 scf)

PROCESOS EN BACHES, TANDAS

Las condiciones del material que pueda absorber gases ácidos son, · que no

sea caro, · que tenga una alta capacidad para absorber H2S, · que no sea

peligroso, · y cuyos residuos puedan ser desechados sin problemas

ambientales.

Los procesos más conocidos son Chemsweet, Sulfa-Check, soda cáustica, y

por supuesto, el más conocido, el de esponja de hierro.

Ventajas:

1. Remoción completa de concentraciones de H2S de bajas a medianas, sin

consumo del reactante por parte del CO2, excepto para la soda cáustica.

2. Inversión de capital relativamente baja comparado con procesos

regenerativos.

3. La afinidad por los gases que contienen sulfuros es altamente independiente

de la presión de operación, lo cual da una gran versatilidad.

4. La remoción de mercaptanos de pesos moleculares más bajos es adecuada,

en general.

Desventajas :

1. Para una operación ininterrumpida se requiere dos o más torres contactoras,

de modo que cuando una está trabajando, se está recargando a la otra, lo cual

encarece el proyecto.

2. La presencia de líquidos, ya sea por pobre separación, o condensación en la

torre por cambios de temperatura, arruina las astillas de la esponja de hierro y

produce espuma.

3. Pueden formarse hidratos a presiones más altas, o temperaturas más bajas.

Esponja de hierro:

Es el proceso más antiguo y más ampliamente usado. Consiste en torres cuyos

lechos están formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con óxido

férrico hidratado (Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.

Estas astillas se cargan por el tope, a través de la entrada de hombre y se van

colocando sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El

gas a ser tratado entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante un

distribuidor de entrada. A medida que va pasando por el lecho, va

reaccionando con las astillas, y deja el proceso de endulzado por el fondo del

recipiente, ver Figura 2.

Las reacciones del proceso forman sulfuro férrico y mercáptidos férricos:

Fe2O3 + 3 H2S = Fe2S3 + 3 H2O

Fe2O3 + 6 RSH = 2 Fe(RS)3 + 3 H2O

El flujo del gas es desde arriba hacia abajo, para evitar canalizaciones, y para

ayudar al flujo descendente de cualquier condensado que se produjese.

Muchos recipientes tienen toberas regadoras de agua sobre los lechos. El

soporte del lecho son varias camadas de cribas de malla de alambre, sobre un

enrejado estructural. Esto sirve como un filtro que sujeta las astillas para que

no sean acarreadas por el gas. En el fondo se coloca algún soporte adicional.

El recipiente tiene bocas de hombre e el tope y en el fondo, para carga y

descarga del material. La limpieza del lecho puede hacerse con una manguera

y agua a alta presión. Cadenas de acero colocadas en el tope y en los

costados del recipiente, o enrolladas en el lecho ayudan a desalojar la esponja

consumida.

Las reacciones de regeneración son las siguientes:

Fe2S3 + 3 O = Fe2O3 + 3 S

2 Fe(RS)3 + 3 O = Fe2O3 + 3 RS:SR

Para la regeneración continua se añade una pequeña cantidad de aire o de

oxígeno a la corriente de gas ácido de entrada, para oxidar el Fe2S3 y

convertirlo en Fe2O3 tan pronto como el H2S haya sido absorbido.

La regeneración periódica implica paradas de la torre, despresurización, y

circulación del gas remanente con añadidos crecientes de oxígeno. Ambos

métodos son peligrosos debido al calor desprendido por las reacciones de

oxidación (85.000 Btu/lb mol de sulfuro). Es difícil inyectar las cantidades

debidas de aire, ya que los equipos de inyección son caros. Se produce

corrosión debido al oxígeno, especialmente en presencia de CO2 y el lecho se

torna una torta, o masa solidificada, debido al derretimiento y solidificación del

azufre.

Se puede usar péroxido de hidrógeno (H2O2) para regenerar las esponjas

gastas, pero el manejo de este oxidante es difícil y muy exigente en cuanto a la

limpieza, además de ser más costoso. Sin embargo su uso se justifica porque

puede extender la vida de la camada de tres a cinco veces más, y reduce la

tendencia a quemarse y formar tortas. Además reduce el tiempo de parada, por

lo que se puede trabajar con una sola torre.

Procesos de líquidos y lechadas.

Aun cuando hay muchos productos químicos desarrollados para endulzar los

gases ácidos, muchos de ellos tienen severas limitaciones de uso por

regulaciones de la EPA. (Agencia de Protección Ambiental) Algunos como las

lechadas de óxido de hierro, exhiben un comportamiento errático, o provocan

problemas colaterales, especialmente corrosión.

Esto último ha podido superarse en parte mediante recubrimientos internos de

los recipientes de contacto, con resinas fenólicas o epóxicas.

Los procesos con productos químicos son más costosos que usar esponja de

hierro, pero se compensa un poco con la facilidad y el menor costo con el cual

puede ser limpiada y recargada la torre de contacto. Sin embargo hay otras

limitaciones: Los líquidos se congelan, y forman espumas, de modo que

debe añadirse anticongelantes, antiespumantes, etc. Finalmente

queda el problema de la disposición de los residuos químicos.

Chemsweet es un proceso NATCO. Consiste en un polvo blanco, producto de

una mezcla de óxido de zinc, acetato de zinc y un dispersante para mantener

las partículas de óxido de zinc en suspensión. Se mezcla una parte con cinco

partes de agua, lo cual disuelve al acetato y provee una fuente controlada de

iones de zinc que reaccionan instantáneamente con los iones del bisulfuro y el

sulfuro que se forma cuando el sulfuro de hidrógeno se disuelve en agua. El

óxido de zinc vuelve a rellenar el acetato de zinc.

La presencia de CO2 en el gas natural no es un problema ya que el pH de esta

lechada es lo suficientemente baja como para prevenir absorción significativa

de CO2, aun cuando la relación de CO2 a H2S sea muy alta. En la Figura 3

puede verse una torre de Chemsweet, y sus partes componentes.Las

reacciones son las que siguen:

Endulzado: ZnAc 2 + H2S = ZnS + 2 HAc

Regeneración: ZnO + 2 HAc = ZnAc2 + H2O

Reacción total: ZnO + H2S = ZnS + H2O

Torre de contacto típica para líquidos y lechadas. Es un recipiente

cilíndrico, con cabezales elípticos, equipado con toberas de entrada y salida de

gases, un alimentador de lechadas y toberas de sobreflujo, un drenaje, una

entrada de hombre, un eliminador de niebla y un distribuidor de gas.

El gas agrio entra por el fondo y sube al plato distribuidor desde donde se lo

dispersa mezclado. El gas endulzado fluye a través del eliminador de niebla y

sale por el tope.

El burbujeo del gas dentro de la lechada resulta en una expansión de la

lechada igual al volumen de las burbujas que se elevan en un determinado

tiempo. De allí que hay un valor dinámico y otro estático para la profundidad de

la lechada. La altura del recipiente debe ser suficiente para mantener un

espacio de desprendimiento adecuado, es decir, entre el tope de la lechada

expandida y el eliminador de niebla. Los requerimientos químicos,

determinados por la vida útil de la camada que se desea entre cargas

sucesivas, son quienes dictan la altura de la columna. La vida útil normal está

entre 30 a 90 días.

El diámetro es función del caudal de gas real a condiciones de operación. Se

necesita una velocidad superficial mínima del gas (caudal real dividido por el

área transversal) para proveer la agitación que mantenga mezclada la lechada.

Si esta velocidad es muy alta, la expansión será muy grande y la lechada será

acarreada por el gas de salida

OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO.

Existen otros procesos regenerativos (además de los de alcanolaminas y

soluciones mixtas), adsorción y membranas. Las propiedades únicas de los

solventes y de las membranas ofrecen ventajas sustanciales, a menudo para

situaciones especiales con requerimientos específicos (ej. offshore). Se los

puede clasificar en:

1. Solventes físicos como el Selexol, Rectisol, Purisol y Solvente Flúor

2. Soluciones de carbonato de potasio caliente como por ejemplo, Hot Pot,

Catacarb, Benfield y Gianmarco- Vetrocoke.

3. Oxidación directa a azufre, como los procesos Claus, Stretford, Sulferox, Lo-

Cat, Instituto Francés de Petróleo, etc.

4. Adsorción ej: tamices moleculares

5. Membranas Ej: AVIR, Separex, Cyrano (Dow), Grace Membranes

Internacional Permeation, y Monsanto.

Ventajas

1. El tamaño del equipo y los costos son más reducidos, en general.

2. Cargas de gas ácido muy altas, ejemplo 10-12 scf/gal a altas presiones

parciales del gas ácido, y tasas de circulación reducidas, como en los solventes

físicos.

3. Regeneración sin calor, como en los solventes físicos, o sin regeneración,

como en las membranas.

4. Intercambio de calor y requerimientos de calor reducidos, como en las

soluciones de carbonato de potasio.

5. Eliminación de emisiones de H2S, como en los procesos de oxidación

directa.

6. Habilidad para procesar corrientes de gas con contenidos muy elevados de

CO2 (por encima de 50%, de forma económica), como las membranas.

7. Sin partes movibles, como los tamices moleculares, o sólo con compresión,

como en las membranas.

8. Deshidratación simultánea del gas, como en los solventes físicos y tamices

moleculares

Desventajas

1. Los diseños de procesos más complejos a menudo se limitan a una

aplicación específica.

Costos de ingeniería más altos.

2. Algunos solventes físicos absorben cantidades significativas de

hidrocarburos más pesados, los cuales se pierden, a veces.

3. Algunos solventes físicos son caros y muy corrosivos a los elastómeros

usados ,como asientos y sellos en las válvulas e instrumentos.

4. Algunos procesos tienen pagos de licencias o patentes, como SElexol,

Rectisol, Purisol, Fluor Solvent, Catacarb, Benfield, Stretford y Lo-CAt.

5. Los separadores de membranas son caros. Solventes Físicos

Son líquidos orgánicos que absorben CO2 y H2S a altas presiones y

temperaturas ambientes o más bajas. La regeneración se hace por

vaporización a presión atmosférica, y a veces con vacío; generalmente no se

usa calor. Los diagramas de flujo básicos son similares a los procesos con

alcanolaminas. El solvente físico debe ser de baja viscosidad (bajo

derretimiento), químicamente estable, no tóxico, no corrosivo, selectivo para el

gas contaminante, y estar disponible. El gas sacado es proporcional a la

presión parcial del gas ácido, o sea, se aplica la ley de Henry.

Selexol

Este método fue desarrollado por la Allied Chemical Company, y su uso

primario es para corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintéticos.

Se lo usa en muchas instalaciones para remoción en masa de CO2 y ahora

último para remoción simultánea del H2S. Es una mezcla de dimetil éteres de

glicoles de polietileno, generalmente desde el trimero hasta el hexámero. Es no

tóxico, alto punto de ebullición, puede usarse en equipos de acero al carbono, y

es un excelente solvente para gases ácidos, otros gases sulfurosos,

hidrocarburos pesados y aromáticos.

El gas de entrada se mezcla con el solvente rico de la torre de contacto, se lo

enfría y se lo separa antes de entrar al contactor. Siguiendo al separador hay

cuatro flashes: un primer flash a alta presión, necesario para recuperar el

metano co-absorbido. El segundo es un flash a presión intermedia, donde el

CO2 es liberado a presión elevada. El tercero es un flash a presión atmosférica

y el cuarto, al vacío. El flash intermedio suelta el CO2 a presión elevada,

desde la cual puede ser expandido para que ceda poder de refrigeración, o

desde la cual puede ser recomprimido para inyección en el reservorio. El flash

atmosférico sirve para reducir la carga del flash al vacío.

Con absorción a 1000 psia y un flasheo al vacío de 5 psia, el nivel de CO2 en

el producto final es de 1 %, un contenido muy apropiado para la mayoría de los

procesos de purificación del gas natural. Niveles más altos, como 2,3 o 5% se

obtienen por flasheo a presiones mayores.

A presión atmosférica el nivel de CO2 es de alrededor de 3.5 %. El quitar y

expandir el CO2 simultáneamente produce un enfriamiento significante. Un 30

% de CO2 en el gas de alimentación a 1000 psia generalmente suministra

suficiente enfriamiento para rebajar el calor del bombeo y del abatimiento de

presión, compresión, la radiación solar y las diferencias de temperatura entre la

alimentación y el producto de salida. Se necesita refrigeración si una cantidad

considerable de CO2 no se flashea, porque se la inyecta de nuevo en un

reservorio.

Note que el Selexol también absorbe los hidrocarburos más pesados. Para

corrientes de gas rico se previene que tenga lugar esta extracción mezclando

con agua para formar una fase de hidrocarburos. Luego esta agua debe ser

quitada, lo cual requiere calor.

Rectisol

Este proceso ha sido desarrollado por las compañías alemanas Lurgi y Linde.

El solvente en este proceso es Metanol, cuya alta volatilidad requiere que la

torre de contacto esté a muy bajas temperaturas, por ejemplo de 0 a – 70 º F.

Esto limita su aplicabilidad a corrientes de gas natural muy livianas. Se lo usa

mayormente para tratar gases de síntesis en Europa, y el rango de aplicación

está entre –30 a –100 º F. Existen procesos adicionales incluyen recuperar

hidrocarburos de las corrientes de H2S y CO2

Purisol

El solvente Lurgi Purisol es un n-metil-2-pirrolidona, también conocido como

NMP o MPyrol. Es un solvente excelente para H2S, CO2, H2O, RSH,

hidrocarburos y desgraciada mente muchos elastómeros. También es muy

selectivo hacia el H2S. Tal como el Rectisol, se lo usa para tratar gases

sintéticos en Europa.

Solvente Fluor

Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSH

del gas natural.

No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre pueden

reducirse a 4 ppm o menos. Además puede quitar agua de las corrientes de

gas natural. Es decir, en un solo paso es posible acondicionar y deshidratar el

gas a especificaciones de gasoducto.

Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol para

remoción en masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % de

CO2.

El carbonato de propileno tiene muchas ventajas que lo hacen apropiado como

solvente para gases ácidos:

1. Bajo calor de solución para el CO2

2. No es corrosivo hacia metales comunes

3. Baja presión de vapor a temperaturas de operación

4. Baja viscosidad

5. Alto grado de solubilidad para CO2 y otros gases

6. Químicamente no reactivo hacia todos los componentes del gas natural

7. Baja solubilidad para hidrocarburos livianos (C1, C2)

Esas características disminuyen los requerimientos de bombeo y de calor,

disminuyen los problemas de corrosión y no hay grandes pérdidas de solvente

en la operación ( menos de 1 lb /MMscf). Sin embargo el sistema requiere

diseños especiales, como absorbedores más grandes, y tasas de circulación

más altas para obtener la calidad de las especificaciones de gasoducto, por lo

que generalmente no es económicamente tan aplicable.

Un diagrama de flujo típico con regeneración, consiste en dos etapas de

flasheo. El primer gas de flasheo contiene la mayor parte de los hidrocarburos y

es comprimido y reciclado. El segundo flash conduce la turbina de expansión.

Las mejores aplicaciones son para gases livianos con una presión parcial por

encima de 60 psi. Temperaturas del solvente por debajo de la ambiente

reducen la tasa de circulación y el tamaño del equipo. Si se expande el CO2

flasheado se puede conseguir la necesaria refrigeración.

Soluciones de Carbonato de Potasio caliente En los años cincuenta fue

desarrollado el proceso original Hot Pot por el Bureau of Mines de U.S. Las

mejoras continuaron como ser, uso de catalizadores para aumentar las tasas

de reacción, inhibidores de corrosión, etc, todo lo cual resultó en procesos

patentados (Catacarb y Benfield). Sin embargo la mayoría de las aplicaciones

son para gases sintéticos más bien que para gas natural. Varios procesos

quedaron en el pasado, y muchos están en revisión por consideraciones

ambientales debido a las nuevas leyes en vigor, mucho más restrictivas que

antes. Por ejemplo, el proceso Gianmarco- Vetrocoke, usado ampliamente en

Europa, tiene problemas ambientales debido a los catalizadores de arsénico.

Los procesos de carbonato de potasio usan soluciones inorgánicas acuosas

que contienen 25 a 35 % en peso de K2CO3. La absorción es química, y no

física.

La solución Catacarb contiene boratos metálicos, álcalis y un inhibidor de

corrosión. El proceso Benfield tiene un aditivo que es un óxido de vanadio.

Ambos producen cargas de gas ácido más grandes, tasas de circulación más

bajas, equipos más pequeños y menor mantenimiento.

Los rasgos más salientes de estos procesos son:

1. Las reacciones químicas son específicas para el CO2 y el H2S y a la

temperatura de contacto la solubilidad de los otros gases es despreciable.

2. Los calores de reacción que absorben CO2 y H2S son alrededor de la mitad

de lo que se necesita para alcanolaminas, reduciendo los requerimientos de

calor comparativamente – 0.6 a 0.8 lb de vapor por galón de solución circulada.

3. La remoción completa del H2S requiere la presencia del CO2. El COS y el

CS2 se sacan por hidrólisis pasándolos a H2S y CO2. Los mercaptanos son

difíciles para sacar

4. Las recuperaciones de gas ácido de 4 a 8 scf/gal son alcanzables. No se

puede obtener cargas más altas porque la absorción en este caso es química,

lo cual es más limitado.

Procesos de conversión directa:

Consideraremos sólo los procesos usados para quitar H2S del gas natural.

Esto elimina lo que se llama la limpieza del gas de cola, donde dos moles de

H2S se los hace reaccionar con un mol de SO2.

El esquema básico usa reacciones de óxido-reducción. El H2S es absorbido en

una solución alcalina que contiene transportadores de oxígeno, y es convertido

a azufre elemental.

La solución se regenera por aire la cual también actúa como agente de

flotación para el azufre formado. El barro de azufre ha sido siempre el talón de

Aquiles de estos procesos. La recolección y remoción del azufre es difícil, y el

taponamiento de las líneas es la causa común de las paradas de planta.

El proceso Stretford, patentado por la British Gas Corporation, ha sido

ampliamente usado.

La solución absorbente es una solución diluída de Na2CO3, NaVO3 y ácido

disulfónico antraquinona (ADA). Las reacciones se efectúan en cuatro pasos

del proceso, no son afectadas por presión y toleran temperaturas hasta 120 º F.

La solución es no corrosiva. La solución oxidada se entrega desde un tanque

de bombeo al tope de la planta absorbedora, donde se contacta en

contracorriente con el gas. La solución reducida fluye hacia un tanque de

flasheo al terminar el recorrido por el contactor. Los hidrodrocarburos gaseosos

que se han disuelto en la solución se flashean, y la solución fluye hasta la parte

inferior del recipiente de oxidación. Allí se la vuelve a oxidar con el paso de una

corriente de aire, y se la envía al tanque de bombeo.

El azufre es llevado hasta el tope del oxidador por medio de una espuma

creada por la aireación de la solución, y pasa a un espesador, en donde se

trata de aumentar el peso del mismo, y desde ahí se lo envía a procesos de

recuperación.

El proceso Claus, usado para tratar corrientes de gas que contienen altas

concentraciones de H2S, es otro de los procedimientos de conversión directa.

La química de las unidades involucra oxidación parcial del sulfuro de hidrógeno

a dióxido de azufre, y azufre elemental.

En la primera etapa del proceso se convierte el H2S a SO2 y S, quemando la

corriente gaseosa ácida en un horno de reacción. Este SO2 es la carga para la

siguiente etapa, la fase de reacción catalítica. Puede haber múltiples etapas

para lograr una mejor conversión del H2S. Luego de cada etapa hay

condensadores para separar y condensar los vapores de azufre de la corriente

principal. Pueden lograrse eficiencias de conversión de 94 a 95% con dos

etapas, y hasta un 97 % con tres etapas.

El gas efluente se quema o se envía a otra unidad de tratamiento, para tratar el

“gas de cola”, como se le llama, antes de ser expulsado a la atmósfera.

El proceso IFP, patentado por el Instituto Francés de Petróleo, consiste en

hacer reaccionar H2S con SO2 para producir agua y azufre. La reacción total

es: 2 H2S + SO2 ® 2 H2O + 3 S

Los gases mencionados se mezclan y luego se los contacta con un líquido

catalítico en una torre de relleno. El azufre elemental se recupera en el fondo

de la torre. Parte de este azufre se quema para producir el SO2 necesario para

sacar el H2S. La variable más importante del proceso es la relación H2S a SO2

en la alimentación. Esto es controlado por analizadores para mantener el

desempeño del sistema.

El proceso Lo Cat usa una solución extremamente diluída, de 0.15 a 025 % en

peso de quelados orgánicos de hierro en agua para convertir el H2S en agua y

en azufre elemental.

La solución se amortigua con KHCO3 formado por reacción del CO2 de la

corriente de gas con el KOH de la fórmula. Las unidades de Lo Cat pueden

usarse para limpieza de los gases de cola que quedan después de someter al

gas natural a otros tratamientos.-

El Sulferox es otro proceso, que también está basato en quelatos de hierro. Las

dificultades con el barrido de hierro soluble incluyen precipitación del hidróxido

férrico bajo condiciones alcalinas. y del sulfuro de hierro de la solución ácida,

de modo que el control de pH es crítico. Otro problema es que los quelatos

corroen el acero al carbón. Se necesita acero inoxidable.

Por las razones expuestas estos procesos y otros parecidos, no han

prosperado mucho.

Procesos de adsorción

Se llaman así los procesos por los cuales las moléculas de líquidos o gases

quedan retenidas en la superficie de los sólidos. Esta retención puede ser una

reacción química, condensación capilar, fuerzas intermoleculares o una

combinación de todas. Su mayor aplicación es en la deshidratación del gas

natural, especialmente como un primer paso en la recuperación criogénica de

líquidos del gas natural. Los tamices moleculares de zeolitas son los

adsorbentes más adecuados para H2S, CO2, RSH, etc. Son no tóxicas, no

corrosivas y están disponibles en tamaño de poros que van desde los 3 a los

10 angstroms. Los tamaños pequeños adsorben H2S, pero son muy pequeñas

para los mercaptanos más pesados. Los tamaños mayores se usan para

remoción total de los sulfuros.

Los tamices moleculares adsorben solamente moléculas polares. Entre los

contaminantes comunes del gas natural el H2O es la adsorbida con mayor

fuerza, seguida por los mercaptanos,

el H2S y el CO2, en ese orden. Debido a que los componentes con una

afinidad mayor por la adsorción desplazarán a los componentes menos

estrechamente mantenidos, se puede obtener la remoción selectiva de los

contaminantes de azufre hasta muy bajas concentraciones en el efluente, de

0.01 gr /100 scf

Separación por Membranas

La separación por membranas es el desarrollo más reciente y a pesar del

receso económico, su uso sigue aumentando. Su mayor uso ha sido

separación de H2 a partir del amoníaco, NH3, y separación de CO2 de los

gases de refinería.

La separación del gas tiene lugar sobre una base molecular, por lo que debe

usarse delgadas películas, sin poros. La permeación a través de la película no

es filtración: es porción en el lado de alta presión, difusión a través de la

película, y desorción en el lado de baja presión.

Las membranas consisten en una película de polímero ultra delgado sobre la

superficie de un delgado sustrato poroso. Dependiendo del diseño, o la

cubierta, o el sustrato controla la tasa de permeación de la película compuesta.

Hay dos configuraciones básicas: enrolladas en espiral, como las marcas

Separex y Grace, y las fibras ranuradas, como las marcas Prism y duPont. La

Figura 1 ilustra la construcción de un separador estilo espiral: consiste en

capas sucesivas de canales de flujo del gas de alimentación, membrana de

separación, canal de flujo permeable, y membrana de separación enrollada

alrededor de un tubo permeado axialmente. Al paquete se lo ubica dentro de un

recipiente a presión cilíndrico para formar un elemento que es generalmente de

4-8 pulgadas de diámetro exterior por 4 a 5 pies de largo. Los elementos se

combinan en paralelo y/o en serie para formar el paquete separador. Para

estas membranas, una cubierta de acetato de celulosa densa, no porosa, es

generalmente la camada activa, o controladora de la permeación.

También existen separadores de fibras ranuradas. Las fibras son cilindros

ranurados de menos de un mm de diámetro exterior, torneados desde el

material de control de separación, generalmente un material polisulfonado

cubierto con una capa de elastómero de silicona para protección. Las

dimensiones típicas de la pared son: un sustrato de hasta 300 micrones –la

camada separadora es solo 500 a 1000 angstroms de éste- y uno a dos

micrones de recubrimiento. El manojo de fibras ranuradas que está sellado en

un extremo, encaja dentro de una carcasa de acero. La unidad se parece a un

intercambiador de tubo y coraza, La alimentación y el gas de salida no

permeado están en el lado de la coraza y el gas permeado está en el lado de

los tubos. Las dimensiones típicas son 4 a 8 pulgadas de diámetro y 10 a 20

pies de largo.

Características de las membranas

Las membranas separan gases por la diferencia en las tasas a las cuales los

gases se difunden a través de la película. Los gases más rápidos se recogen

en la corriente perneada y los gases más lentos en la corriente no permeada.

Existen tablas que muestran las tasas de permeación para los dos tipos de

membranas.

Cuando la diferencia en los coeficientes de permeación es grande, es posible

una buena separación de los gases, pero cuando la diferencia es pequeña, por

ejemplo el H2S y el CH4, la separación es difícil y cara porque se necesitan

varias etapas. En cualquier caso la separación no es completa: el gas

permeado contiene algo del gas residual, y viceversa. Un gas dulce

corresponde a 4 ppm de H2S, un resultado no práctico considerando los

coeficientes de los dos gases. El gas seco (7 lb H2O / MMscf) corresponde a

147 ppm. Esto se puede lograr pero el CH4 perdido con el agua es demasiado

valioso. La recuperación involucra enfriar para condensar la mayor parte de

agua, compresión a la presión de alimentación, y recirculación. Generalmente

esto es demasiado equipamiento para competir económicamente con la

deshidratación por glicol. La separación del CO2 es mucho más práctica.

El gas residual puede contener 2 a 3 % de CO2, y el CH4 en el CO2

generalmente no es un problema.

USO DE AMINAS

Muchos procesos continuos de endulzamiento del gas usan soluciones

acuosas de alcanolaminas como la monoetanolamina, dietanolamina,

diglicolamina, metildietanolamina, o soluciones mixtas como Amine Guard,

Ucarsol, Flexsorb y otras. A las soluciones mixtas se les añade un solvente

físico para mejorar el desempeño de la amina en situaciones especiales, como

ser, cuando hay una nueva especificación para el gas de salida, más baja, o

una nueva corriente de entrada con altas concentraciones de gas ácido, o

mayor proporción de mercaptanos en donde la alcanolamina sola no es lo más

apropiado, etc.

La ventaja de estos procesos es que la solución que hace el tratamiento puede

ser regenerada y recirculada, por lo que puede usarse para quitar grandes

cantidades de sulfuros, y también CO2 cuando es necesario. Hay varias otras

ventajas, entre ellas:

a. Remoción completa de gases ácidos desde concentraciones medias a altas,

aún a caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante.

b. Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido,

comparado con los procesos en tandas.

c. La composición de la solución puede prepararse de acuerdo a la

composición del gas ácido.

d. Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos también pueden

ser quitados cuando se añade un solvente físico a la solución de amina

Las desventajas son:

1. Alta inversión de capital, comparada con los procesos baches

2. Los costos de operación y mantenimiento son significativos

3. Algunos de los procesos como el Sulfinol, o el Flexosorb, requieren licencia o

pago de patentes.

Reacciones químicas:

1. Ionización e hidrólisis del H2s y del CO2

2. Formación de protones de aminas

3. Reacciones con H2S

4. Reacciones con CO2

5. Otros gases sulfurados: Las bases de amina son muy débiles para formar

mercáptidos, y el COS no hidroliza a temperaturas ambientes. De modo que

para realizar la remoción de los RHS, COS y RSSR, se lo hace por absorción a

alta presión, mientras que la regeneración del solvente se realiza por desorción

a baja presión y alta temperatura. Se añade un solvente físico cuando la

afinidad por los gases sulfurosos es insuficiente.

Descripción de las aminas:

Monoetanolamina, MEA: Fue la primera amina usada para estos procesos. Se

la emplea a menudo cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es decir,

para bajas presiones y / o bajas concentraciones del gas ácido. La MEA es una

amina primaria, la de peso molecular más bajo. Por consiguiente es la más

reactiva, corrosiva y volátil. Por eso se la usa en soluciones relativamente

diluídas, tiene las pérdidas por evaporación más altas, requiere más calor para

su regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más bajo.

Las aminas primarias forman ligaduras más fuertes con los aniones de gas

ácido, que las aminas secundarias y terciarias. Es por ello que el proceso de

regeneración, que implica la descomposición de las sales formadas durante la

absorción de los gases, es más difícil.

Para aumentar la regeneración se usa generalmente un recuperador que opera

a temperaturas más elevadas que el rehervidor.

Dietanolamina, DEA, es el solvente endulzante más ampliamente usado. Si se

lo compara con la MEA, tiene calores de reacción más bajos con el H2S y con

el CO2, es menos corrosivo y puede usarse en concentraciones más altas con

cargas más grandes de gases ácidos. Esto se traduce en una tasa de

circulación reducida, que significa costos de capital y operación menores.

La DEA también es muy resistente a la degradación producida por los RSH y

COS. Su mayor desventaja es la incapacidad de desprenderse del CO2, y el

precio, que en algunos casos es aventajado por nuevos procesos. Hay una

adaptación al proceso, llamada SNPA, desarrollada por la Elf-Aquitaine, que

logra cargas de gas ácido mucho más altas, algo de 0,7 moles de gas/mol de

DEA, sin corrosión excesiva. Pero necesita altas presiones parciales del gas

ácido de entrada, alrededor de 4 atmósferas, por lo que no se puede aplicar en

todos los casos.

Disopropanolamina, DIPA. El proceso ADIP licenciado por Shell usa

frecuentemente este tipo de amina. Los requerimientos de vapor de agua son

bajos, bajas tasas de corrosión, y es apropiado para gases que contengan COS.

Se lo usa para sacar el H2S y el COS del gas licuado LPG. Sin embargo la

degradación irreversible producida por el CO2 y el COS es mayor que para la MEA,

DEA o DGA, lo cual significa menor cantidad de solución que puede ser

regenerada en el proceso.

Diglicolamina, DGA. Es una amina primaria con igual peso molecular que la

DEA. Es muy apropiada para climas fríos, por cuanto las soluciones congelan

bastante más abajo que el punto de congelamiento de soluciones de DEA y de

MEA. Una solución al 65% de DGA congela a – 40º F. Una solución de MEA al

20% congela a 15 º F, y una solución de DEA al 30% congela a 20 º F. Es

parecido a la MEA, apropiado para tratar corrientes gaseosas con bajas

presiones parciales de los gases ácidos. y necesita de un recuperador para

completar la regeneración. Asimismo presenta una gran afinidad por

compuestos sulfurosos orgánicos.

Metildietanolamina, MDEA. Las aminas terciarias tienen una selectividad por

el H2S sobre el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases

ácidos. Esta propiedad selectiva es bien aprovechada para graduar el

contenido de H2S en el gas de alimentación de las plantas de azufre, o bien

para quitar el H2S del CO2, cuando se va a usar este último en proyectos de

inyección. Además necesitan la menor cantidad de calor para regenerarse,

porque pueden usarse al 50% con cargas de gas ácido de 0.4 mol/mol, tienen

los más bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el calor específico más

bajo. Las pérdidas de solvente son muy bajas y el punto de congelamiento es

de unos 25 º F. La MDEA también forma parte de muchas formulaciones de

solventes especiales.

Solventes especiales: Se ha desarrollado una gran familia de productos en

los últimos años, todos ellos basados en las alcanolaminas. Son mezclas de

solventes con inhibidores de corrosión que permiten aumentar las

concentraciones, hasta un 30 % para la MEA y un 50 % para la DEA,

reduciendo así la tasa de circulación de las aminas y el calor requerido para la

regeneración en forma sustancial.

Los solventes Gas/Spec, de Dow Chemicals y el Ucarsol, de Union Carbide,

son los productos que se han posicionado mejor en el mercado este último

tiempo. Son solventes basados en MDEA, junto con otras aminas,

ablandadores, promotores, inhibidores de corrosión, y antiespumantes. Los

solventes Flexsorb, desarrollados por la Exxon, usan la presencia de un grupo

grande próximo al átomo de nitrógeno, y la basicidad para controlar la reacción

CO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminación selectiva del H2S y

remoción total de CO2.

Soluciones mixtas: El Sulfinol , desarrollado por Shell fue el primero de estos

procesos. La solución usa un solvente físico, el sulfolano en este caso, y ya sea

DIPA o MDEA como la amina. Además de absorber compuestos azufrados

orgánicos, la capacidad del Sulfinol para los gases ácidos aumenta con la

presión parcial de los mismos. Este producto es apropiado para corrientes

gaseosas con altos contenidos de gas ácido.

Como la mayoría de los solventes físicos, el Sulfinol tiene una significativa

afinidad por los hidrocarburos, especialmente los aromáticos. Entonces

conviene instalar facilidades de pretratamiento adelante del gas ácido, si va a

usarse para una planta de recuperación de azufre. Si se usa MDEA la solución

puede quitar selectivamente el H2s y dejar hasta el 50% del CO2 originalmente

en el gas. Hay varios otros solventes desarrollados últimamente, pero como

son patentados, cuestan más que las alcanolaminas.

Tasa de flujo de la amina:

Seleccionar la solución de endulzamiento apropiada, las concentraciones de

amina y el solvente físico. Por ejemplo, MEA o DGA para gas a baja presión.

DEA para la mayoría de las aplicaciones, DGA para climas fríos, MDEA para

remoción selectiva de H2S, y procesos de solvente físico para remoción de

sulfuro orgánico. Calcular las presiones parciales del H2S, CO2, RSH y otros

gases de azufre orgánicos usando la presión de la torre y la composición del

gas de entrada. Estimar la temperatura de la solución de amina rica en el

fondo de la torre de contacto. Esta es generalmente de 20 a 40 º F más

caliente que el gas de entrada. Calcular las cargas de equilibrio para el H2S,

CO2, RSH, etc. en la solución de amina rica. Esto requiere datos de solubilidad

que pueden hallarse en manuales de fabricantes, en el GPSA, en el Dow Fact

Book, etc. Allí se encuentran los datos para la mayoría de las soluciones de

amina y tienen en cuenta el efecto interactivo de la absorción del H2S y CO2 y

viceversa.

Casi todos los datos de solventes físicos son propiedad de alguien. En el GPSA

puede hallarse datos para interpolar las temperaturas. Suponer una

aproximación al equilibrio y determinar los recobros para H2S, CO2, RSH,

etc. Las soluciones mixtas son más complejas porque tanto la amina como los

solventes físicos deben ser considerados separadamente, y también las

interacciones entre esos absorbentes. La carga rica típica es de alrededor del

80 % de la concentración de equilibrio y la carga pobre (regenerada, mol gas

ácido/mol amina) es de 0.05 a 0.1 para aminas primarias, 0.03 a 0.05 para

aminas secundarias y tan bajo como 0.005 para solventes especiales basados

en MDEA. Calcular la tasa de circulación de amina a partir de la remoción y

el contenido de gas ácido del gas agrio.

Calcular los calores de reacción y solución para todos las extracciones de

gas. Usar los datos de la Tabla 3 y las tablas del GPSA Data Book (1987).

Estimar la temperatura de alimentación de la amina pobre – 100 a 130 ºF y

la temperatura de salida del gas dulce – 15 a 30 º F más caliente que el gas de

entrada y/o 0 a 15 ºF por arriba de la amina pobre.

Hacer un balance de calor alrededor de la torre de contacto. Verificar todas las

suposiciones.

Caso contrario se requiere otra iteración.

Puede Obtenerse un estimado rápido de la tasa de flujo para soluciones

típicas de MEA, DEA, DGA y MDEA, usando la siguiente ecuación, de Khan &

Manning , 1985: Caudal de circulación (gpm) = K (MMscfd)(Porcentaje molar

de gas ácido quitado)

Sistema de absorción.

El sistema de procesamiento de gas a alta presión consiste en un depurador de

entrada, una torre de contacto y un separador de salida.

El depurador o separador de entrada quita los baches y gotas de hidrocarburos

condensados, agua producida, inhibidores de corrosión y químicos de los

tratamientos de los pozos que vienen con la corriente de gas agrio. Debe estar

colocado tan cerca como sea posible del contactor de amina. Puede ser

complementado, pero nunca reemplazado, por un depurador integral colocado

dentro de la torre absorbedora. Los líquidos de acarreo son la fuente más

común de contaminación para todos los procesos de endulzamiento.

La mayoría de las torres absorbedoras usan platos para contactar el gas

agrio con la solución de amina. Sin embargo se usan también las columnas

empacadas para pequeñas aplicaciones. El diseño normal son 20 platos tipo

válvulas, con una almohadilla atrapa-nieblas por encima del plato superior. El

espaciamiento típico entre platos es de 18 a 24 pulgadas, y la distancia entre el

plato superior y demister es de 3 a 4 pies.

Algunos contactores tienen un lavado de agua que consiste de dos a cinco

platos por encima del plato de alimentación de la amina. Esto elimina el acarreo

de amina, a la vez que añade agua a la preparación de manera conveniente, y

se usa a menudo en unidades de MEA a baja presión.

El mejor modo de monitorear el comportamiento del absorbedor y de detectar

el espumamiento es por medio de una celda de presión diferencial conectada a

la entrada y a la salida del gas. En ese caso debe incluirse las

correspondientes conexiones.

El área transversal del contactor se dimensiona para las tasas de flujo de gas

y amina.

Verificar el punto de rocío a los hidrocarburos en el contactor, tanto a las

condiciones de salida como a las de entrada. Recordar que el punto de rocío

aumenta a medida que se va quitando los gases ácidos, y la condensación de

los hidrocarburos es una de las causas que producen excesivo espumamiento.

Verificar si hay condensación retrógrada en la torre absorbedora. La

condensación de los hidrocarburos puede resultar de una elevación de

temperatura o de una caída de presión en el contactor. El separador de salida

quita cualquier acarreo de líquidos del gas dulce y previene la contaminación

del equipamiento aguas abajo. También sirve para detectar espumamiento

excesivo en el contactor.

Sistema de regeneración.

El sistema de regeneración consiste de un tanque flash, intercambiador de

calor amina pobre/ amina rica, columna destiladora de despojamiento, filtros del

rehervidor y enfriador aéreo. También hay reflujo, elevadores de presión y

bombas de circulación. Y las aminas primarias requieren un recuperador. La

solución de amina absorbe HC como también los gases ácidos en la torre de

contacto. Estos se flashean cuando se reduce la presión.

El tanque de flasheo (o vaporización) provee el tiempo de residencia para esta

separación de gas de la solución de amina rica. La absorción de HC depende

de la composición de entrada y de la presión.

Para un gas ácido pobre, la regla es de 2 scf/gal. Se recomienda tiempos de

residencia de 10 a 15 minutos para una unidad de dos fases, y de 20 a 30

minutos para recipientes trifásicos. Cuando se usa el gas de flasheo, que

contiene H2S como combustible, hay que tratarlo con la amina pobre. Una

pequeña torre empacada instalada encima del tanque de flasheo es suficiente

para este propósito.

El intercambiador de calor amina rica/ amina pobre precalienta la solución de

amina rica y reduce los requerimientos de calor del rehervidor. También enfría

la amina pobre y reduce el servicio del enfriador aéreo. Se usa tanto los

intercambiadores de tubo y coraza como los de bastidor y placas.

Generalmente la solución rica va por el costado del tubo con una velocidad de

entrada de 2 a 4 pies / seg, para reducir la corrosión. El cambio de temperatura

para ambas corrientes está entre 70 a 100 ºF y la presión cae de 2 a 5 psi. Es

práctica común usar dos o más intercambiadores en serie para acomodar un

cruce de temperaturas; por ejemplo: la salida de la amina rica está más caliente

que la salida de la amina pobre. Al igual que el absorbedor, la columna de

destilación o despojamiento es de platos, o empacada. Puede usarse el mismo

procedimiento para diseñarla. Un diseño normal consiste en 20 platos

enrejados en V, espaciados 24 pulgadas. Esto equivale entre 7 a 10 platos

teóricos cuando la eficiencia de los platos es de 40 a 50 %.Los platos se

diseñan para tasas de líquidos e inundación por chorros de 65 a 75 %, con un

factor de espuma de 0.75

El condensador de reflujo y el enfriador de amina son enfriados por aire,

intercambiadores de calor de tiro forzado con persianas automáticas para

control de temperatura. Añadir un factor de seguridad del 10 % al servicio de

calor. Hasta una tasa de amina de 200 gpm, ambos servicios pueden estar

combinados en una estructura con un ventilador común. Se aconseja la

recirculación del aire cuando se espera que la temperatura ambiente esté por

debajo de 10 º F. A menudo se necesita un enfriador preparado para usar

agua, para la corriente de amina pobre.

El acumulador de reflujo separa el reflujo o agua condensada de los gases

ácidos saturados en agua. El agua se devuelve al despojador y los gases

ácidos se los envía a la antorcha o a una unidad de recuperación de azufre.

Generalmente se incluye un almohadilla deshumificadora, y algún medio para

medir la tasa de reflujo.

Establecer la relación de reflujo, es decir, moles de agua que vuelven al

destilador a moles de gases ácidos que dejan el condensador de reflujo. Esto

varía desde 3 para las aminas primarias y bajas relaciones CO2 / H2S a 1.2

para aminas terciarias y altas relaciones CO2 / H2S.

Los rehervidores de amina más pequeños son calentadores de fuego directo

que usan gas natural. La superficie del tubo de fuego se basa en un flujo de

calor de 6500 a 8500 Btu/ hr pie2, para mantener la temperatura de la pared

del tubo por debajo de 300 º F. Los rehervidotes más grandes usan haces de

vapor o de aceite caliente. Se produce menos corrosión con los diseños tipo

tetera (kettle) que con los de termosifón.

Se necesita un tanque de compensación que pueda mantener unos 10 a 15

minutos de flujo. Generalmente es una extensión del rehervidor de tubos de

fuego para pequeñas unidades, y un recipiente separado para sistemas más

grandes.

Los requerimientos del rehervidor son: 1) calor para llevar la solución de amina

ácida a su punto de ebullición

2) calor para romper las ligaduras químicas entre la amina y los gases ácidos;

3) calor para vaporizar el reflujo

4) carga de calor para el agua de preparación

5) las pérdidas de calor del rehervidor y de la destiladora. Se necesita un factor

de seguridad de 15 a 20 % para empezar. También es necesario medir la

entrada de calor (o el calor que hay que producir).

Los requerimientos de calor y áreas de transferencia del equipo de

regeneración pueden estimarse a partir de las tasas de circulación de la amina.

Recuperador

Las aminas primarias requieren una regeneración adicional, es decir, una

destilación semicontinua en un recuperador, Figura 5. Al comienzo el

recuperador se llena hasta los dos tercios con amina pobre y un tercio con una

base fuerte tal como un carbonato o hidróxido de sodio al 10 % en peso. El

calor destila la amina y el agua dejando los contaminantes en el recuperador.

Una corriente deslizante de 1 a 3 % de la tasa de flujo de la amina pobre se

introduce continuamente. Se añade la base necesaria para mantener el pH en

12. La temperatura del recuperador sube a medida que se acumulan los

contaminantes, y la operación se detiene a una temperatura predeterminada

300 º F para la MEA – para limitar la degradación térmica de la amina.

Filtros

Se necesita tanto los filtros mecánicos para partículas como los filtros de

carbón activado para hidrocarburos pesados y productos de degradación de la

mina. Es mejor instalar filtros en ambas líneas de amina, la rica y la pobre, pero

es más costoso. Un filtro mecánico en la línea de amina rica, justo después del

tanque de flasheo, previene el taponamiento en el intercambiador de calor de

amina rica/ pobre y en el destilador.

El filtro mecánico debe soportar el flujo total y sacar 95% de las partículas de

10 micrones o mayores. Para unidades grandes con altas tasas de circulación,

una corriente deslizante puede que sea más práctica.

El filtro de carbón está dimensionado para 10 a 25 % de la tasa de

circulación. Usar carbón de piedra, duro (charcoal), con una malla tamaño 5 a

7. Para gases muy ricos es aconsejable un filtro de carbón en ambas líneas,

rica y pobre.

Bombas

El elevador de presión (booster) de la amina y las bombas de reflujo son

centrífugas, y están preferiblemente en línea o colocadas horizontalmente. Se

recomienda una capacidad de relevo del 100 %

La selección de la bomba de circulación depende de la presión del contactor y

de la tasa de circulación de amina. Incluir una capacidad de relevo 50 a 100 %.

Se prefiere a las bombas reciprocantes, como norma, pero se usa bombas

centrífugas para bajas presiones. ej. 100 psig. Se usa bombas horizontales

multietapas, centrífugas para altas presiones (700 psi) o tasas de circulación

elevadas (300 gpm)

Al dimensionar y fijar el caudal de las bombas, usar una presión de succión

positiva baja, de 3 a 10 psig. Los tamaños de los motores pueden ser

estimados a partir de la tasa de circulación de aminas.

Panel de Control

El panel de alarma y parada puede ser electrónico o neumático. En ambos

casos, ya sea por una mala función del proceso o por seguridad, se cierra la

unidad, suena la alarma y se indica la condición responsable del evento.

Como mínimo, lo siguiente debería disparar las paradas de planta:

Materiales de Construcción

Hay autores que han revisado los tipos de corrosión que se producen en las

plantas de tratamiento. Ellos son: corrosión general, galvánica, grietas,

puntitos, intergranular, lixiviación selectiva, erosión y rotura por tensiones de

corrosión. Esto último es importante porque las corrientes de gas que contienen

sulfuro de hidrógeno hacen que los metales se rompan por tensiones de

sulfuros. Los aceros al carbón se tornan susceptibles cuando la presión parcial

del H2S excede 0.05 psia a las presiones del sistema por arriba de 65 psia.

Además de la corrosión por H2S es bueno tener en cuenta otros factores, como

ser: 1. Corrosión por CO2, especialmente cuando la temperatura de la amina

rica excede los 150 ºF. Se recomienda limitar las concentraciones de amina y

usar inhibidorres de corrosión.

2. Corrosión electrolítica, debido a la presencia de metales no parecidos en

ambiente acuoso.

3. Corrosión por oxidación debido al oxígeno libre en el agua de preparación y

las corrientes de gas de alimentación.

Las siguientes recomendaciones ayudarán a conseguir una vida adecuada y

buena resistencia a la corrosión cuando se selecciona materiales para este tipo

de procesos.

1. Aliviar de tensiones a todos los recipientes a presión, intercambiadores de

calor, si es que son de tubo y coraza, rehervidores, enfriadores, cabezales y

tuberías en servicio de amina rica o de gas agrio.

2. Incluír una tolerancia a la corrosión de 0.0625 pulgada para recipientes de

presión según el código ASME, y 0.05 pulgadas para tuberías. Los equipos de

acero inoxidable no requieren de tolerancia a la corrosión.

3. Para corazas, cabezales y partes externas: Usar acero al carbón con una

condición “como si estuviera soldado” de máxima dureza RC-22.

4. Para las partes internas tales como deflectores, pestañas y abrazaderas:

Usar acero al carbón compatible con los materiales de corazas y cabezales.

5. Partes internas tales como extractor de nieblas, calotas de burbujeo,

válvulas, pernos y partes sujetas a altas velocidades, usar acero inoxidable del

tipo de bajo carbón, serie 300 o 400, cuando va a ser unido por soldadura o

alguna otra unión no removible.

6. Los tubos y las hojas de los tubos: Usar aceros al carbono por debajo de 150

º F. Considerar aceros inoxidables, serie 300, por encima de 150 º F.

7. Usar aceros al carbono para los tubos de fuego en rehervidores de fuego

directo.

8. Bombas de alta presión – por encima de 200 psig- usar acero al carbono o

hierro dúctil en la carcasa o en los extremos donde pasa el fluído, con aceros

inoxidables, series 300 y 400 para las parte internas.

9. Bombas de baja presión – por debajo de 200 psig- usar hierro dúctil en la

carcasa o en los extremos donde pasa el fluído, con aceros inoxidables, series

300 y 400 para las parte internas.

10. El hierro dúctil en los impulsores de las bombas centrífugas da resultados

satisfactorios Considerar impulsores de acero inoxidable serie 300 para

temperaturas de bombeo porencima de 150 º F, o para aminas ricas.

11. Válvulas y tuberías: Usar acero al carbono. Evitar válvulas de hierro fundido

o dúctil por la falta de resistencia al impacto y fortaleza a las tensiones. Usar

acero inoxidable para la línea de alimentación al destilador, la línea superior del

destilador, los tubos del condensador de reflujo y los platos superiores del

destilador.

12. Dimensionar todas las tuberías de amina para bajas velocidades, ej. 2 a 5

pies/seg. Evitar usar bridas desmontables y otras técnicas de fabricación que

proveen cavidades que pueden alojar la solución corrosiva de amina. Usar

sellos soldados para llenar todas las aberturas y boquillas, ej. los anillos de

soporte de los platos.

13. Se recomienda celdas de presión diferencial para monitorear el flujo de

amina.

Winterización: Aclimatación

Las unidades de amina deben ser aclimatadas para climas fríos. Esto incluye:

1. Aislación extra para el equipo ya aislado, y aislación del equipo que

normalmente no se aísla, ej: la torre del contactor.

2. Persianas de recirculación de aire en los intercambiadores de calor enfriados

por aire.

3. Rastrear el calor en la tubería de amina y puntos estancados, por ejemplo en

los medidores de nivel, cajas de flotadores externas, conmutadores y

controladores. El calor puede ser generado por electricidad, vapor, aceite

caliente o glicol caliente.

4. El diseño de la fundación debe tener tolerancias para protección por heladas,

para prevenir el movimiento.

5. Algunos fabricantes prefieren erigir una construcción alrededor del equipo.

De ese modo, solamente el equipo no cubierto (las torres) necesitan protección

especial.

Operación

Como las plantas de aminas son mucho más difíciles de operar que las plantas

de bacheo, o tandas, es importante seguir todos los pasos de ensamblado,

arranque y puesta en marcha y procedimientos de operación. Debe seguirse

estrictamente el proceso de verificación de la planta antes de comenzar a

operar. Esto incluye instalación, funcionamiento, y acopio de materiales de

repuestos de diversa índole como también la calibración de los instrumentos de

presión, flujo, temperatura y nivel. Probar la alarma y los artefactos de

seguridad.

Verificar el ensamblaje de la planta. Usar los diagramas de flujo de Procesos e

Instrumentos para estar seguros de que todos los recipientes, válvulas,

instrumentos, etc, están rotulados: tubos de interconexión, tuberías, y cablerío

están limpios y correctamente instalados, y que todas los cables conductores

que van al panel de control están funcionando. Probar a presión los recipientes,

tuberías, etc., usando agua o gas limpio. Reparar las fugas.

Limpieza de la unidad de amina:

La limpieza remueve los aceites protectores, grasa de válvulas, incrustaciones

del maquinado, herrumbres y otros contaminantes que pueden ensuciar la

solución de amina. El procedimiento de lavado es muy similar al arranque y

operación real. Las unidades nuevas requieren un lavado con cenizas de soda

o soda cáustica y un enjuague con agua deionizada. Las unidades usadas

también necesitan un lavado ácido para quitar la herrumbre y las incrustaciones

de sulfuros

Desempeño

Las claves para una operación exitosa son: sentido común, conocimiento de la

operación de la planta y llevar un buen registro. Esto último incluye:

1. Condiciones del gas de entrada, es decir: temperatura, presión y tasa de

flujo, por lo menos una vez al día.

2. Contenido de gases ácidos de la alimentación y de la salida, diariamente

durante las dos primeras semanas, y luego al menos semanalmente. Un

análisis semanal de la amina.

3. Presiones y temperaturas diarias del contactor de amina, destilador de

amina, acumulador de reflujo y rehervidor de amina.

4. Caída de presión diaria en los filtros

Análisis de la amina:

El color de la solución regenerada puede proveer bastante información:

1. Pajizo o marrón claro: buena condición y bien regenerada

2. Verde: partículas de FeS muy finas (menos que 1 micrón). Las partículas

más grandes de FeS son negras, y decantan.

3. Azul o verde: cobre o níquel. Los óxidos de cobre reaccionan con la MEA

para formar un complejo azul real.

4. Ambar, rojo oscuro: compuestos de hierro formando complejos con la amina.

5. Rojo o marrón: ya sea productos de oxidación o degradación térmica. Las

aminas primarias pueden oler como amoníaco.

Puede usarse los siguientes análisis para determinar la condición de la amina.

Para procedimientos e interpretación, consultar el libro Dow Gas Conditioning

Fact Book .

1. Titulación de la alcalinidad: concentración de aminas

2. Cromatografía de gas: amina libre, productos de degradación, gas ácido.

3. Nitrógeno total y primario

4. Cargas de gas ácido: H2S, CO2

5. Karl Fischer: contenido de agua

6. Análisis elemental: Fe, Cl, Al, Cu, Na, etc

7. Espuma: extensión y estabilidad.

Pérdidas de aminas:

Hay dos tipos de pérdidas diarias: aquellas que son parte integral del proceso y

aquellas debidas a fugas, derrames y mal manejo. Infortunadamente estas

últimas son a menudo las pérdidas principales. También hay trastornos (ej.

espumamiento en el absorbedor) y contaminación (ej: el separador de entrada

arroja el agua producida en el absorbedor). Estas pérdidas pueden ser

considerables, especialmente cuando hay que reemplazar la solución de

amina. Las pérdidas principales en el proceso pueden ser:

1. Gas dulce del absorbedor: la MEA es lo suficientemente volátil como para

producir pérdidas de 0,45 lb /MMscf de gas procesado. Las otras aminas, DEA,

DGA, DIPA y MDEA son mucho menos volátiles, por lo que las pérdidas

pueden ser 0.02 a 0.03 lb/MMscf.-

2. Acarreo desde el absorbedor: Esto hace un promedio de 0.5 a 3.0 lb/MMscf .

Esta pérdida puede reducirse operando el absorbedor a menos de 70% de la

velocidad de inundación e instalando un extractor de niebla (demister) en el

tope de la torre. Dos platos de lavado por agua por encima de los platos de

amina son muy efectivos.

Consumo de amina:

Para un sistema bien diseñado con pocos desarreglos de promedio, está bien

con 2 lb/MMscf para las soluciones de DEA, DIPA y MDEA. Las pérdidas para

la MDEA son de cerca de 3 lb/MMscf debido a su volatilidad y a la

recuperación. Las pérdidas para la DGA son intermedias.

Agua de preparación: Esta reemplaza las pérdidas operativas del absorbedor-

el gas dulce está más caliente y por lo tanto más húmedo que el gas agrio- y el

gas extraído desde el condensador de reflujo. Para pequeñas unidades es

suficiente con adiciones periódicas. Se recomienda una adición continua para

unidades más grandes, especialmente cuando la tasa de gas ácido es alta.

Esta preparación puede estar combinada con el reflujo al despojador o

alimentada a los platos de lavado en el tope del absorbedor.

El agua de preparación puede contener contaminantes que se acumulan en la

unidad, y causar espumamiento, corrosión, taponamiento y ensuciamiento. El

agua de preparación debe reunir las siguientes especificaciones: 20 ppm

cloruros, 100 ppm TDS, 50 ppm de dureza total, 10 ppm sodio/potasio, y 10

ppm de hierro