REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA. UNIVERSIDAD NACIONAL EXPERIMENTAL “RAFAEL MARÍ A BARALT” VICERRECTORADO ACADÉMICO PROGRAMA DE INGENIERÍ A Y TECNOLOGÍ A. PROYECTO INGENIERÍ A DE GAS.
APLICACIÓN DE SULFATREAT EN LA REMOCIÓN DE SULFURO DE HIDROGENO EN EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero de Gas
Autores: Br. Fernandez, William Br. Ohanian, Nayer Tutor Académico: Ing. José Soto Tutor Metodológico: Ing. José Soto
Los Puertos de Altagracia, Mayo de 2010
DEDICATORIA Gracias a Dios por mantener en nosotros la Fe y la constancia para poder lograr con tanto esfuerzo esta meta que es hoy una realidad y especialmente a nuestros padres, los cuales nos brindaron su ayuda, apoyo y paciencia; por ser el principal estimulo que nos motivó a culminar esta investigación. También está dedicada a mis amigos, familiares y compañeros de estudio, quienes siempre han compartido con nosotros, y todas aquellas personas que de alguna forma aportaron un granito de arena para esta investigación.
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DEDICATORIA Gracias a Dios por mantener en nosotros la Fe y la constancia para poder lograr con tanto esfuerzo esta meta que es hoy una realidad y especialmente a nuestros padres, los cuales nos brindaron su ayuda, apoyo y paciencia; por ser el principal estimulo que nos motivó a culminar esta investigación. También está dedicada a mis amigos, familiares y compañeros de estudio, quienes siempre han compartido con nosotros, y todas aquellas personas que de alguna forma aportaron un granito de arena para esta investigación.
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AGRADECIMIENTO Ante todo debemos agradecer a Dios ser supremo omnipotente, guía para el logro en cada etapa de nuestra existencia por darnos salud vida, fortaleza, esperanza, amor, perseverancia, ya que sin ellos no podríamos hacer nada. Agradecemos a nuestras familias por habernos brindado todo su apoyo incondicional en los momentos más difíciles que los necesitamos principalmente a nuestros nuestros padres, por demostrarnos su amor, su su confianza, por hacernos saber que pase lo que pase ellos siempre van a estar estar allí dándonos su bendición en todo momento. A nuestra ilustre casa de estudios; La Universidad Nacional Experimental Rafael María Baralt, por habernos impartido los valores y conocimientos apropiados para ser un buen profesional. A nuestro tutor, José Soto por brindarnos todos sus conocimientos relacionados con nuestra carrera, por sacar ese valioso tiempo y ayudarnos plenamente en la elaboración de nuestro Trabajo Especial de Grado.
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Í NDICE GENERAL CONTENIDO.
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DEDICATORIA…………………………………………………………………..
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AGRADECIMIENTO…………………………………………………………….. INDICE GENERAL……………………………………………………………….
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INDICE DE FIGURAS………………………………………………………………
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INDICE DE TABLAS…………………………………………………………… RESUMEN……………………………………………………………………….. INTRODUCCIÓN………………………………………………………………….. CAPITULO I. EL PROBLEMA DE LA INVESTIGACIÓN…………………… Planteamiento del problema.............................……………........... ..............
VII VIII 9 12 12
Formulación del problema………………………………………………………
15 15 15 16 16 17 17
Objetivos de la investigación...........................…………..…………………… Objetivo general.......................................................………………………… Objetivos específicos...............................................…………………………
Justificación de la investigación.................................................................... Delimitación de la investigación..................................................... …………. Limitación de la investigación ……………………………………………………
Definición de términos básicos………………………………………………….. Sistema de variables….…………………………………………………………
20 20 24 85 86
CAPITULO III. Marco Metodológico……………………………………………. Tipo de Investigación…………………………………………………………….. Diseño de la investigación………………………………………………............
91 91 92
CAPITULO II. Marco Teórico… ………………………....................................
Antecedentes de la investigación…………………………….......... ................. Bases teóricas……………………………………………………………………..
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Unidad de análisis................................................................................... Técnicas e instrumentos de recolección de datos……..…………….. …. Procedimiento de la investigacion……………………………………….. CAPITULO V. Análisis de los Resultados…………………………………….. Conclusiones………………………………………………………………...... Recomendaciones…………………………………………………………….. Bibliografía……………………………………………………………………..
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Anexos……………………………………………………………………..
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INDICE DE FIGURAS
Figura 1 Figura 2 Figura 3 Figura 4 Figura 5 Figura 6 Figura 7 Figura 8 Figura 9 Figura 10 Figura 11 Figura 12 Figura 13 Figura 14 Figura 15 Figura 16 Figura 17 Figura 18 Figura 19 Figura 20 Figura 21 Figura 22 Figura 23 Figura 24 Figura 25 Figura 26 Figura 27
Figuras Selección de un proceso de endulzamiento…………..……….. Endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción de gases ……………………………………………...... Estructura de las amina…………..…………..…………..………. Reacción de obtención de la MEA…………..…………..……….. Reacción de obtención de la DEA……………………………….. Estructura molecular de la DEA…………..…………..………… Reacción de obtención TEA…………..…………...…………….. Estructura molecular de la DIPA…………..…………..…………. Planta de endulzamiento del gas natural con amina…………… Absorbedor…………..….………………………………………….. Tanque de venteo …………..…………..…..…………………….. Regenerador………………………………………………………… Tanque de abastecimiento…………..…………..…..…………… Recuperador de la amina. …………..…………..….…………….. Torres contactoras y recuperadoras de amina………………..... Separador Trifásico…………..…………..………........................ Una torre Regeneradora vertical de amina…………………….. Filtros mecánicos…………………………………………………... Descripción del proceso con Sulfatreat………..…….……..…… Configuración de reactores de Sulfatreat …………..………… Diagrama de procesos con el Sulfatreat………………………... Selección de componentes…………..…………..…………..…… Selección del método termodinámica…………..………………... Menú PFD para selección de unidades y corrientes de proceso………………………………………………………………. Datos de las corrientes de alimentación…………..…………. Datos de las corrientes de alimentación…………..……….... Diagrama de flujo de proceso de la planta…………..……..
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Pág. 42 44 46 48 51 51 52 55 57 59 61 63 64 67 69 71 73 75 79 80 81 102 103 104 105 106 107
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 Tabla 2 Tabla 3 Tabla 4 Tabla 5
Tablas Componentes del gas natural según su volatilidad y peso molecular………………………………………………………… Componentes del gas natural………………………………….. Composición típica del gas natural en distintas áreas de Venezuela…………………………………………………………. Componentes del gas de alimentación de la planta de endulzamiento…………………………………………………….. Comparación de los procesos de endulzamiento del gas natural mediante amina MDEA y sulfatreat………………….
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RESUMEN Autores: Fernández, W. Ohanian, N. Tutor académico: Soto, José. Tutor metodológico: Soto, José. Aplicación de sulfatreat en la remoción de sulfuro de hidrogeno en el proceso de endulzamiento del gas natural.Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt” .Trabajo especial de grado para optar al título de Ingeniero de Gas .Los Puertos de Altagracia, Mayo del 2010.pp.181. Como un aporte a los estudios existentes en el país en lo que respecta al tema de tratamiento de gas natural surge la idea de materializar el diseño de una planta de endulzamiento por medio del reactivo SULFATREAT®, para efectuar una comparación técnica con un diseño que utilice amina convencional (MDEA). El cálculo para ambos sistemas se realizó partiendo de la misma aplicación en cuanto a condiciones de presión, temperatura, carga y composición de gas mediante el desarrollo de procedimientos manuales y al mismo tiempo con software de simulación de procesos que permite relacionar y determinar todos los parámetros útiles para llevar a cabo la comparación de procesos. La investigación es de tipo exploratoria, comparativa, descriptiva y proyectiva, diseño no experimental-documental. Se utilizaron como instrumentos la observación, la consulta documental y el simulador de procesos Aspen Hysys V7. Las unidades de análisis son las tecnologías de extracción selectiva del H 2S basada en Sulfatreat® para el endulzamiento del gas natural del consorcio estadounidense GAS SWEETENER ASSOCIATES, INC. Así mismo, la tecnología selectiva del H2S fundamentada en MDEA, con licencia de DOW. Los resultados indican: recobro de H2S en la corriente de salida de fondo del contactor fue de 66.66% empleando amina MDEA con respecto a la alimentación, de igual modo, la recuperación de H2S utilizando SULFATREAT® indica que el reactor retiene el 99.24%.Del análisis de resultados se determinó que la variable con más influencia, entre utilizar un sistema u otro, es la tecnología empleada, lo cual trae como consecuencia ahorros de energía y por consiguiente la reducción de los costos operacionales, así como también disminución del tamaño de los equipos que constituyen la planta, y ahorros en mantenimiento dado que los solventes químicos presentan mayor potencial corrosivo. Palabras clave: Endulzamiento, Reactivo Sulfatreat ® , Amina MDEA, Sulfuro de Hidrogeno
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INTRODUCCIÓN El proceso de endulzamiento del gas natural, es uno de los proceso de mayor importancia, que debe de ser sometido el gas natural, ya que el mismo implica la remoción de los gases ácidos de la corriente del gas. Esta remoción puede realizar a través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos, con solventes químicos, físicos y mixtos. El proceso de endulzamiento implica también procesos de absorción, lecho fijo o lecho seco, en donde se utilizan los tamices moleculares, o membrana, desde luego hay que tener en cuenta, cuando se pueden utilizar algunos de estos procesos, teniendo en cuenta los costos energéticos y otros. En la actualidad se habla mucho de las reacciones de conversión directa del sulfuro de hidrógeno y su posterior recuperación del azufre, y su gran utilidad para la producción de ácido sulfúrico en los centros petroquímicos. La utilización de los lechos sólidos , como el sulfatreat para la eliminación del sulfuro de hidrógeno, juega desde luego un gran papel, en los procesos de tratamientos del gas natural, quizás habrá que estudiar mucho, para poder comprender los mecanismos de reacción, entre la molécula de sulfatreat y el sulfuro de hidrógeno, pero nadie duda de su gran utilidad. El ingeniero de procesos tendrá que tener muy claramente establecido lo parámetros y/o procesos que se deben de tener en cuenta para seleccionar u método de endulzamiento, y sobretodo tendrá que tener muy cuenta impedir el posible impacto ambiental que implica, la selección de cada uno de los procesos pero cualquiera sea el método a utilizar necesariamente hay que hacerlo, ya que la eliminación de los gases ácidos, trae consigo el incremento del proceso de corrosión, y toda su implicación técnico- económica, sin tener en cuenta los costos.
En todo, caso la intención de estos trabajos es despertar la inquietud en lo estudiantes y profesionales recién graduados, de la necesidad de estudiar todo los procesos a los que debe de ser sometido el gas natural, para su distribución comercialización final. Para lograr esta investigación se desarrollaron los siguientes capítulos: capítulo I, que se refiere al planteamiento del problema, formulación del problema, objetivos de la investigación, justificación de la investigación y delimitación de la investigación. De igual modo, el capítulo II, se da a conocer los antecedentes de la investigación, bases teóricas y definición de términos básicos, también como el capítulo III, se establecen los criterios metodológico, formado por nivel de la investigación, diseño de investigación, unidades de analisis, técnica e instrumentos de recolección de datos y por último, el capítulo IV, en la que se analiza los resultados de la investigación.
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CAPÍTULO I El Problema
CAPÍTULO I EL PROBLEMA Planteamiento del problema Las corrientes de gas natural poseen, impurezas o contaminantes como nitrógeno (N2), dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y agua. El N2 es un gas inerte que solo va a afectar el poder calorífico del gas y también, lógicamente, el costo de transporte. Mientras que el CO2 y el H2S, forman ácidos o soluciones ácidas en presencia del agua contenida en el gas. Estas sustancias son muy indeseables y deben eliminarse del gas natural antes de su comercialización Los procesos de remoción de sustancias ácidas del gas natural se conocen como “procesos de endulzamiento del gas natural”. Estos procesos deben lograr que las corrientes de gases tratadas cumplan con las Normas de Calidad del gas natural comercial en cuanto al contenido de CO 2 y, deben cumplir con la economía del proceso; es decir, que la sustancia absorbente usada pueda ser recuperada y reutilizada en circuito cerrado ya sea el caso. Esta remoción puede realizar a través de varios procesos, como lo son la absorción de los gases ácidos, con solventes químicos, físicos y mixtos. Cuando la absorción ocurre con solventes químicos, se realiza una reacción química entre el solvente y los gases que se desea remover, luego este proceso esa regularizado por la estequiometria de la reacción, lo importante, que después se tiene que aplicar calor para poder resorber el solvente y eliminar los gases de la corriente. Cuando se habla de solventes químicos es imposible no mencionar a las aminas, tanto primarias, secundarias y terciarias y su selectividad hacia el dióxido de carbono o sulfuro de hidrógeno (Pino, 2008). La creciente demanda de energía y de materias primas en el Mercado venezolano, ha aumentado la necesidad de buscar fuentes alternas al petróleo, que además sean limpias y seguras. Aunque existen grandes 12
reservas de gas en Venezuela, tanto de gas asociado como de gas libre, no existe la infraestructura necesaria para procesar la totalidad del gas que se requiere para satisfacer las necesidades de todos los consumidores, tanto internos como externos. El gas natural ofrece numerosas ventajas, sin embargo, tiene que ser sometido a diversos procesos para incrementar su valor, es por ello que se busca separar los líquidos del gas natural que poseen un alto precio en el mercado actual. El proceso de endulzamiento del gas natural constituye la tercera fase en la industria venezolana del gas natural acompañado con la deshidratación, y es antecedida por las fases de producción, separación, y precedida por las fases de extracción de LGN, compresión y fraccionamiento. En este contexto, en Venezuela existen diversas plantas de endulzamiento de gas natural que operen bajo la aplicación de amina, en la que se presenta pérdidas de misma conllevando problemas operacionales serios y costosos. Las cifras del consumo varían entre una y cincuenta libras por MM pcn de gas. Lo que ocurre después que la amina sale del sistema también es importante. La amina que absorbida por el gas tratado, pudiera envenenar el glicol o los desecantes sólidos que se encuentran aguas abajo de la planta de deshidratación, lo cual representa costos elevados y problemas operacionales. Lo mismo ocurre cuando la solución sale del regenerador y llega hasta la planta de azufre. Siguiendo el mismo orden de ideas, en oportuno destacar que principales causas de las pérdidas de amina es por: la degradación de la solución, los escapes, la formación de espuma, las impurezas y contaminantes, la vaporización y la salida por el fondo del recuperador. Probablemente las pérdidas de solución más severas sean producidas por la degradación de la química. Las aminas tienden a oxidarse, se degradan por efecto de la temperatura o por envenenamiento. Las sales estables causan corrosión, formación de espuma, endulzamiento pobre y grandes pérdidas del producto. El oxígeno hace que la amina se degrade y 13
contribuya a formar sales estables. Este gas se puede mantener fuera del sistema removiéndolo de la alimentación que llega al absorbedor y protegiendo todos los recipientes de amina, incluyendo los tanques de almacenamiento externos. Eso se debe hacer con una cámara de gas que no contamine. Algunas plantas requieren el uso de un recuperador para manejar los productos de la degradación. Operadores de experiencia reportan casos de unidades donde se pierde hasta el 50% de la amina, debido a que se va con los productos del fondo del recuperador en el momento en que se hace la limpieza o drenaje. Los escapes mecánicos causados por la corrosión o los derrames accidentales, aumentan las pérdidas de amina. Muchos de estos derrames suelen ser cuantiosos. Durante las operaciones de limpieza y mantenimiento pueden ocurrir pérdidas substanciales, gracias a que la amina que queda atrapada en los sumideros y drenajes no se regenera antes de arrancar nuevamente la planta. En virtud de la problemática planteada, surge la necesidad de aplicar un compuesto denomino sulfatreat diseñado especialmente en la eliminación de sulfuro de hidrógeno (H2S) de los gases y los líquidos. Actualmente, la tecnología de la empresa sulfatreat se emplea para remover H2S y tratar casi 3 trillones pies 3 de gas al año en más de 1.000 solicitudes en más de 20 países de todo el mundo. El sulfatreat se ha convertido en un producto reconocido y de confianza líder en la industria del gas natural. Por tal motivo se selecciono sulfatreat para realizar un análisis por comparatista con respecto a la amina comúnmente aplicada en los procesos de endulzamiento de gas natural con selectividad al sulfuro de hidrógeno ,comenzando con un enfoque tecnológico, considerando la aplicación de sulfatreat en los numerosos proyectos de de plantas de endulzamiento que se desarrollan en el país y que constituyen un factor clave en el desarrollo de la industria venezolana del 14
gas natural, puesto que la demanda de gas natural en el mercado interno aumenta vertiginosamente. Por tal motivo, este trabajo de investigación estudia y evalúa tecnologías existentes en el proceso de endulzamiento del gas natural en las plantas que se encuentran operativas en el país; y otras tecnologías que no han sido empleadas en la geografía nacional. Luego de realizado el análisis, se seleccionara la cual será aquella que hasta la fecha haya proporcionado mayor eficiencia en el recobro de sulfuro de hidrogeno. En este sentido, teóricamente, el estudio y comprensión de los diversos tipos de endulzamiento y la subsecuente evaluación de los mismos con respecto a la eficiencia que estos puedan proporcionar, constituye una herramienta fundamental para todo profesional en el área del gas. Puesto que, es de gran importancia la interpretación y análisis de los procesos de endulzamiento existentes, este trabajo de investigación busca recopilar la mayor cantidad de información acerca de los mismos, en un lenguaje sencillo y de fácil comprensión. Formulación del problema Con base a lo anteriormente expuesto, surge la siguiente interrogante: ¿Es viable la aplicación de sulfatreat en la remoción de sulfuro de hidrogeno en el proceso de endulzamiento del gas natural? Objetivos de la investigación Objetivo general Comparar el empleo de sulfatreat en el proceso de endulzamiento del gas natural con respecto a la amina, con la finalidad de conocer cual representa una mejor propuesta tecnológica en las industrias gasíferas venezolanas.
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Objetivos específicos
Establecer las bases y premisas de una planta de endulzamiento de gas natural con amina MDEA.
Simular el proceso de endulzamiento de gas natural con amina MDEA con el simulador estático Aspen Hysys 7.0.
Describir el proceso endulzamiento de gas natural con amina MDEA.
Definir el balance de masa y energía de la planta de endulzamiento de gas natural con amina MDEA.
Diseñar las dimensiones del lecho de reactor de sulfatreat®.
Modelar el balance de masa de reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética. Justificación de la investigación
En el marco del desarrollo de Venezuela como potencia gasífera a nivel mundial, se hace necesario el desarrollo de nuevas tecnologías e Cabe destacar, que sobre el tema objeto de estudio existen muy pocas fuentes bibliográficas en el idioma español; sumado a eso, actualmente en Venezuela no se han desarrollado trabajos de investigación a nivel de pregrado dirigidos al endulzamiento de gas natural con sulfatreat en su proceso. Bajo una visión teórica, la investigación pretende constituir medidas de mejoras en los procesos de endulzamiento aplicados en la actualidad, tales como la implementación de sulfatreat en la remoción de del gas natural, proporcionando conceptos, principios y aspectos teóricos relacionados con el tema en estudio, los cuales están conceptualizados para dar respuesta a las
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interrogantes de la investigación en lo que respecta al endulzamiento de gas natural con sulfatreat. Referente al aspecto metodológico, siendo este proyecto de investigación unos de los primeros trabajos en el área de Ingeniería de Gas en el Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt” se pretende que servirá de bibliografía para futuros estudiosos en el área de procesamiento; específicamente, en el endulzamiento del gas natural con sulfatreat. Desde el punto de vista institucional, se desea que la investigación sirva como base de estudio a toda la población estudiantil de ingeniería de gas de la Universidad Nacional Experimental “Rafael María Baralt”, para facilitar el dominio de algunas materias relacionadas con la carrera. Delimitación de la investigación Delimitación espacial Este análisis se efectuará en la Universidad Nacional Experimental Rafael María Baralt en la sede de Los Puertos de Altagracia, Estado Zulia. Delimitación temporal Este estudio se llevará a cabo en el periodo aproximado de cuatro meses comprendido desde el mes de Enero de 2010 hasta Mayo del 2010 en el cual se aspira alcanzar los objetivos propuestos. Delimitación de contenido Esta investigación está enmarcada en el área de procesamiento de gas, específicamente en el endulzamiento del gas natural. Limitación de la investigación Las limitaciones principales para llevar a cabo este proyecto de investigación, la constituyen: el difícil acceso a la información referente a los 17
procesos generales de endulzamiento de gas natural con sulfatreat en plantas operativas, la escasa bibliografía en el idioma español acerca del proceso de endulzamiento de gas natural con sulfatreat y, el restringido acceso por parte de la industria gasífera nacional a la información técnica y operacional de las principales plantas de de endulzamiento de gas natural en Venezuela, dificultando de esta manera la comparación del proceso endulzamiento del gas natural
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CAPÍTULO II Marco Teóricos
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO
A continuación se presentan las bases teóricas que sustentan esta investigación así como sus antecedentes de trabajos relacionados a la variable de esta investigación. Antecedentes de la investigación Para esta investigación se logró obtener información acerca de otros estudios realizados por destacados autores, los cuales sirven como antecedentes en relación al problema planteado: Aplicación de sulfatreat en la remoción de sulfuro de hidrogeno en el proceso de endulzamiento del gas natural En ese sentido se tomó como referencia la investigación realizada por Rosales (2004) en su trabajo titulado “Diseño de una planta de endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas” el cual tuvo como propósito un aporte a los estudios existentes en el país en lo que respecta al tema de tratamiento de gas natural surge la idea de materializar el diseño de una planta de endulzamiento por medio de aminas reformuladas (UCARSOL®), para efectuar una comparación técnica y económica con un diseño que utilice amina convencional (Monoetanolamina). El cálculo para ambos sistemas se realizó partiendo de la misma aplicación en cuanto a condiciones de presión, temperatura, carga y composición de gas mediante una hoja de cálculo que permite relacionar y determinar todos los parámetros útiles para llevar a cabo dicho diseño. Del análisis de resultados se determinó que la variable con más influencia, entre utilizar un sistema u otro, es la tasa de circulación de la solución endulzadora, lo cual trae como consecuencia ahorros de energía y por 20
consiguiente la reducción de los costos operacionales, así como también disminución del tamaño de los equipos que constituyen la planta, y ahorros en mantenimiento dado que los solventes reformulados presentan menor potencial corrosivo. Por último, económicamente un diseño de endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas presenta excelentes ventajas respecto al uso de aminas convencionales. Este estudio estableció las características y estudios de las diferentes tecnologías de endulzamiento, así como el dimensionamiento de una planta de endulzamiento empleando aminas reformadas destacando la aplicación de esta tecnología así como también sus limitaciones. De igual modo, Santos (2002) en su investigación titulada "Optimización del proceso de endulzamiento de gas de la planta Urdaneta García” . El proceso de endulzamiento de gas de la planta Urdaneta García de la Unidad de Explotación La Salina tiene como propósito eliminar el Sulfuro de Hidrógeno (H 2S) contenido en la corriente de gas agrio proveniente de los pozos del campo Urdaneta García, producido como gas asociado, logrando así un manejo, tratamiento, compresión y despacho seguro del mismo. Se llevó a cabo un estudio de optimización del proceso, que incluye la evaluación de los equipos y del sistema de endulzamiento de gas existente (reactores de Sulfatreat®) mediante simulaciones y correlaciones, verificando la posibilidad de incrementar el volumen adicional de gas ácido a tratar desde unos 2.0 MMPCED actuales con los equipos existentes hasta unos 7.0 MMPCED, identificando las probables limitaciones, cuellos de botella y otros problemas, y proponer la mejor alternativa de ampliación de dicho sistema. Adicionalmente se realizó una evaluación económica entre las opciones disponibles para el posible reemplazo del SulfaTreat® normal por otro más efectivo o una planta de amina nueva, que ofrezca estabilidad operacional, flexibilidad y beneficios económicos. De los resultados obtenidos tenemos que los equipos existentes pueden manejar el incremento de 21
capacidad propuesto inicialmente (1 tren adicional), excepto el depurador V203, para obtener una producción total de 11.0 MBPD de crudo con 5.0 MMPCED de gas agrio. También se propone reemplazar el sistema actual de endulzamiento de SulfaTreat® normal por una Planta de Aminas con recuperadora de azufre nueva, ya que es más rentable y no genera desechos evitando la contaminación ambiental. Por tal motivo, de este estudio se tomó en cuenta por motivo que presenta una comparación de tecnologías empleadas en el proceso de endulzamiento y en que indica las ventajas operacionales y de eficiencia en el recobro de azufre del gas natural por ambas alternativas. En consecuencia, el estudio se relaciona con la presente investigación por cuanto brinda una ayuda a la aplicación de SulfaTreat® en los procesos de endulzamiento en la industria petrolífera. Por otra parte, Nava (2002), en su tesis titulada "Evaluación y adecuación del modulo de endulzamiento de gas por amina en la planta Urdaneta García”.La Unidad de Explotación la salina posee una planta de aminas, la cual por diseño requiere de un volumen de gas ácido estimado en 5,0 MMPCED o más motivado al bajo volumen de gas ácido producido por los pozos del área de Urdaneta-García no ha logrado completar su dieta dando origen al mal funcionamiento y otros problemas y se visualiza una excelente oportunidad en el caso de lograr convertirse a unidades procesadoras de crudo logrando expandir su capacidad, con los ahorros consiguientes. Debido a que las torres de aminas existentes T-201 y V-201 no fueron diseñadas para tal fin se realizaron simulaciones con la finalidad de evaluar y adecuar dichas torres. La hidráulica de los platos que se tomo muy en cuenta ya que es uno de los factores más importante, porque podría ocasionar problemas de inundación dentro de las torres. De los resultados obtenidos tenemos que la torre V-201 podrá funcionar como torre 22
estabilizadora de crudo y de acuerdo a las evaluaciones realizadas la torre V102 y la T-201 no presenta problemas de inundación. De la misma manera fueron evaluados los equipos asociados al proceso tanto para el actual como para el caso futuro y se llego la conclusión que para el tren adicional se necesita un trifásico de 4 ft de diámetro y una longitud efectiva de 15 ft para manejar un flujo de crudo de 6000 BPD y un flujo de gas de 3,00 MMPCED. En cuanto a la capacidad de almacenamiento de crudo los 4 tanques existentes en la planta tienen capacidad suficiente para el aumento de producción. En este sentido, se tomó en cuenta del estudio realizado debido que exhibe los típicos problemas operacionales de las planta de endulzamiento mencionado en planteamiento del problema de este trabajo de investigación Pérez (2005) en su trabajo titulado “Diseño de un simulador de una planta de endulzamiento de gas natural utilizando datos reales con aminas reformuladas”.El propósito de este estudio fue la creación de un software para el diseño de una planta de endulzamiento, que sirva como un aporte a los estudios existentes en el país en lo que respecta al tema de tratamiento de gas natural surge la idea de materializar el Diseño de un Simulador de una Planta de Endulzamiento utilizando Datos Reales por medio de Aminas Reformuladas, para uso académico del postgrado de Ingeniería de La Universidad del Zulia. El cálculo para ambos sistemas se realizó partiendo de una misma planta, es decir utilizando las condiciones de presión, temperatura, carga y composición de gas de la misma, mediante el desarrollo de procedimientos manuales y al mismo tiempo con el software de programación MICROSOFT VISUAL BASIC 6.0 para facilitar el diseño del simulador que permite relacionar y determinar todos los parámetros útiles para llevar a cabo dicho diseño.
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Del análisis de resultados se determinó que la variable con más influencia, entre utilizar un sistema u otro, es la tasa de circulación de la solución endulzadura, lo cual trae como consecuencia ahorros de energía y por consiguiente la reducción de los costos operacionales, y ahorros en mantenimiento dado que los solventes reformulados presentan menor potencial corrosivo. El mencionado trabajo de investigación proporciona a la presente investigación los juicios determinados y revisión de bases teóricas para el dimensionamiento de plantas de endulzamiento que han sido formulados como una guía para el usuario en el proceso de endulzamiento de gas natural. Bases teóricas Todo estudio de esta índole posee basamento teórico que lo sustenta, de allí que se abordaron todo lo que se consideró pertinente de acuerdo a la investigación que se realiza. Gas natural Según Martínez (2000:25), se denomina gas natural al formado por los miembros más volátiles de la serie parafínica de hidrocarburos, principalmente metano, cantidades menores de etano, propano y butano y, finalmente, puede contener porcentajes muy pequeños de compuestos más pesados. Además, es posible conseguir en el gas natural cantidades variables de otros gases no hidrocarburos, como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno, nitrógeno, helio, vapor de agua, entre otros. El gas natural puede obtenerse como tal en yacimientos de gas libre o asociado en yacimientos de petróleo y de condensado. En Venezuela, los yacimientos de gas libre son de reciente utilización, debido a que,
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tradicionalmente el gas natural se ha obtenido vinculado con la producción de petróleo (Martínez, 2000:26). Los componentes mencionados anteriormente pueden ser agrupados bajo tres categorías de acuerdo a su grado de volatilidad y peso molecular, como sigue: Tabla 1. Componentes del gas natural según su volatilidad y peso molecular Componentes Livianos
Metano Etano Componentes Intermedios Propano Iso- butano Normal-Butano Componentes pesados Iso-pentano Normal-pentano Hexano Heptano plus
CH4
C2 H6 C3 H8 C4 H10 C4 H10 C5 H12 C5 H12 C6 H14 C7 H16
Fuente: Martínez (2000)
Tipos de gas natural Según Martínez (2000:34), el gas natural puede clasificarse de la siguiente manera: a) Gas dulce Es aquel que contiene cantidades de sulfuro de hidrogeno (H2S), menores a 4 ppm, v. La GPSA (Gas Processors Suppliers Association, 2004:619) define un gas apto para ser transportado por tuberías como aquel que contiene 4 ppm, v de H 2S; menos del 3,0% de dióxido de carbono y de 6 a 7 libras de agua por millón de pies cúbicos en condiciones normales (pcn).
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b) Gas agrio o acido Es aquel que contiene cantidades apreciables de sulfuro de hidrogeno (H2S), dióxido de carbono (CO2) y otros componentes ácidos (COS, CS2, Mercaptanos, entre otros.) razón por la cual se vuelve corrosivo en presencia de agua libre. Se asumen que los gases ácidos el sulfuro de Hidrógeno y/o dióxido de carbono presentes en el gas natural o extraídos de otras corrientes gaseosas. En algunos sitios el término gas ácido es el residuo resultante de despojar el gas natural de los componentes ácidos. Normalmente, está formado por dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno y vapor de agua en altas concentraciones. También se le llama gas de cola. Para varios autores el término gas ácido está relacionado o es aquel que contiene una cantidad apreciable de sulfuro de hidrógeno o de mercaptanos. Se usa para calificar la presencia de dióxido de carbono en el gas conjuntamente con el sulfuro de hidrógeno. Las normas CSA, específicamente la 2.184 para tuberías, definen un gas ácido como aquel con más de un grano de H2S /100 pies cúbicos normales de gas por hora, lo cual es igual a 16 ppm. (1 gramo = 15,43 granos). Por el contrario, el gas dulce es el que contiene solamente 4.0 ppm, V de sulfuro de hidrógeno. Es necesario señalar que el gas de cola aquel con un contenido muy alto de componentes ácidos que se retira en la torre de enfriamiento de una planta de endulzamiento. Usualmente, está formado por Dióxido de Carbono, Sulfuro de Hidrógeno y vapor de agua. Luego un gas ácido es un gas .cuyo contenido de sulfuro de hidrógeno (H2S) es mayor que 0,25 granos por cada 100 pies cúbicos normales de gas por hora (> de 0,25 granos/100 PCNH). En este caso las condiciones normales están en el Sistema Británico de Unidades La cantidad señalada equivale a cuatro partes por millón, en base al volumen (4 ppm, V de H 2S. En el Sistema Británico de Unidades este 26
significa, que hay 4 lbmol de H2S /1x106 lbmol de mezcla. La GPSA, define a un gas ácido como aquel que posee más de 1,0 grano/100 PCN o 16 ppm, V de Sulfuro de Hidrógeno (H2S). Si el gas está destinado para ser utilizado como combustible para rehervidores, calentadores de fuego directo o para motores de compresores puede aceptarse hasta 10 granos de H2S/100 PCN. La norma 2.184 válida para tuberías de gas, define a un gas ácido como aquel que contiene más de 1 grano de H2S/100 PCN de gas, lo cual equivale a 16 ppm,V de (H2S). La GPSA define la calidad de un gas para ser transportado como aquel que tiene igual o menos de 4ppm, V de sulfuro de hidrógeno (≤ 4 ppm, V de (H2S) y, menos o igual al tres por ciento molar de Dióxido de Carbono (;< 3% de (C02), y además tiene que tener igual o menos a 7 libras de agua por cada millón de pies cúbicos normales de gas (≤ 7 lb de (H20)/ MMPCN. Para cumplir con la norma el gas debe de ser deshidratado y/o endulzado. c) Gas rico (húmedo) Es aquel del cual se puede obtener cantidades apreciables de hidrocarburos líquidos, C3+ de, aproximadamente, 3,0 GPM (galones por mil pies cúbicos en condiciones normales). d) Gas pobre (seco) Es un gas que prácticamente está formado por etano (C l) y etano (C2). Sin embargo, en sistemas de compresión de gas, se habla de gas húmedo, en ingles "wet gas", al que contiene vapor de agua y "gas seco" (ingles "dry gas"), al que no contiene vapor de agua. Por otro lado, Urdaneta y Pernia (2005:25), clasifican el gas natural de la siguiente manera: 27
-Según su origen a) Gas asociado Es un gas que se encuentra en el yacimiento en contacto con el petróleo o disuelto en el. En sus dos formas se define como: 1. Capa de gas libre, que suprayace en contacto con el petróleo crudo del yacimiento; 2. Gas en solución, gas natural disuelto en el petróleo crudo a las condiciones del yacimiento. b) Gas libre o no asociado Gas natural extraído de yacimientos que no contienen petróleo crudo, donde el mecanismo de empuje es el agua de formación. - Según su almacenamiento o procesamiento a) GLP (Gas Licuado de Petróleo) Como GLP, o gas licuado de petróleo, se denomina al gas propano o las mezclas de este con gas butano en forma líquida a temperaturas de -43 grados centígrados y presión atmosférica. b) GNL (Gas Natural Licuado) El gas natural licuado o GNL en sus siglas en español, es esencialmente metano que ha sido procesado para ser transportado de forma líquida. Se mantiene en estas condiciones a presión atmosférica y a una temperatura de -162°C, ocupando un volumen 600 veces menor. c) LGN (Líquidos del Gas Natural)
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Como líquidos del gas natural o LGN, se conoce la fracción licuable del gas natural, más pesada al metano. Incluye al GLP y las gasolinas naturales. El etano se separa en el proceso previo y es altamente apreciado en la industria petroquímica por su conversión final en plásticos. d) GNC (Gas Natural Comprimido) Es el gas natural seco comprimido a 200 bar. Se almacena en cilindros a alta presión y se usa como combustible alternativo en reemplazo de las gasolinas. e) Gasolina Natural Es una mezcla de pentanos, hexano y otros hidrocarburos más pesados. Se usa en las refinerías para la preparación de gasolinas de uso automotor y como materia prima para la petroquímica. Características del gas natural Según Urdaneta y Pernia (2005:28), el gas natural presenta las siguientes generalidades: 1. El gas natural extraído de los yacimientos, es un producto incoloro e inodoro, no toxico. Procede de la descomposición de los sedimentos de materia orgánica atrapada entre estratos rocosos y es una mezcla d hidrocarburos ligeros, en donde el metano (CH 4) se encuentra en grandes proporciones, acompañado de otros hidrocarburos y gases cuya concentración depende de la localización del yacimiento. 2. El gas natural es entre 35 a 40% más liviano que el aire, lo que significa que se disipa en la atmosfera en caso de fuga, disminuyendo el peligro de explosión.
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3. En su estado original, el gas natural no tiene sabor, no tiene color y tampoco tiene olor. Por ello se agrega un compuesto (mercaptano) que permite que las personas con sentido normal del olfato detecten su presencia. 4. El gas natural no produce envenenamiento al ser inhalado. La razón es que ninguno de sus componentes es tóxico. De todos modos, deben tomarse precauciones en recintos cerrados, ya que una fuga muy grande podría desplazar el aire del recinto y producir asfixia. 5. El gas natural es permanente. Esto significa que, aunque se aplique mucha presión en condiciones normales de temperatura (alrededor de 15°C), no cambiara su estado, es decir, permanecerá como gas. Sin embargo es posible licuarlo al disminuir la temperatura a niveles que pueden alcanzar los -161°C. Producto del alto costo de esta operación, es que normalmente se transporta en estado gaseoso mediante redes de tuberías o gasoductos. 6. El gas natural es menos inflamable. En este aspecto es necesario definir algunos elementos para entender mejor esta característica: a. La combustión se produce con la presencia de combustible, oxigeno y calor. Estos tres elementos forman el llamado triangulo de combustión. Si fallara cualquiera de ellos, simplemente no habría combustión. b. Para que se produzca la combustión es necesario que los elementos combustibles y el oxigeno estén en una proporci6n correcta. La combustión solo se produce si la mezcla aire-gas tiene entre un 4,5% y un 14,5% de gas. Esto significa que al existir una cantidad menor a 4,5% de gas en la mezcla, no habrá combustión.
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c. Igualmente, si la concentración de gas es superior a 14,5%, tampoco se producirá combustión. La mezcla ideal de gas, para que se produzca una combustión optima, se compone de 10% de gas natural y 90% de aire. 7. El gas natural es una fuente de energía eficaz, rentable y limpia, la cual posee además alta eficiencia como combustible. Por ser el combustible más limpio de origen fósil, contribuye decisivamente en la lucha contra la contaminaci6n atmosférica, y es una alternativa energética que se destacara en el siglo XXI por su creciente participaci6n en los mercados mundiales de la energía. 8. La explotación a gran escala de esta fuente energética natural cobra especial relevancia tras los importantes hallazgos registrados en distintos lugares del mundo a partir de los años cincuenta. Gracias a los avances tecnológicos desarrollados, sus procesos de producción, transporte, distribuci6n y utilización no presentan riesgos ni causan impacto ambiental apreciable. Composición del gas natural Su composición puede variar dependiendo de si el gas es asociado o no con el petróleo, o de la región de Venezuela de donde proviene; oriente, centro y occidente. Si ha sido procesado o no en plantas industriales. La composición básica abarca metano, etano, propano e hidrocarburos de alto peso molecular (en pequeñas proporciones). Normalmente tiene un bajo contenido de contaminantes, tales como: nitrógeno, dióxido de carbono, agua y sulfuros. (www.gas-training.com, 2004)
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Tabla 2. Componentes del gas natural . Componentes del gas Nomenclatura natural Hidrocarburos Metano CH4 Etano C2H5 Propano C3H8 Butano C4H10 Gases ácidos Dióxido de carbono CO2 Sulfuro de Hidrogeno H2S Sulfuro de carbonilo COS Disulfuro de carbono CS2 Mercaptanos R-SH Inorgánicos Agua H 2O Nitrógeno N2 Oxigeno O2 Cloruros NaCl
Fuente: www.gas-training.com (2004)
La composición del gas tiene un impacto principal en la economía de la recuperación de LGN y la selección del proceso. En general, el gas con cantidades mayores de productos de hidrocarburos licuables produce mayor cantidad de productos y por consiguiente grandes ingresos para las facilidades de procesamiento de gas. Si el gas es más rico, tendrá cargas de refrigeración más grandes. Los gases pobres por lo general requieren condiciones de proceso más severas (bajas temperaturas) para alcanzar altas eficiencias de recuperación. Composición típica del gas natural en distintas áreas de Venezuela La siguiente tabla muestra la composición, la gravedad específica y el poder calorífico del gas natural en distintas áreas de Venezuela:
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Tabla 3. Composición típica del gas natural en distintas áreas de Venezuela. Componentes
Occidente (asociados)
Guárico
Oriente
Oriente
Costa
(libre)
(libre)
(asociado)
Afuera (Libre)
Metano
73.1
90.60
76.90
75.10
90.50
Etano
11.00
2.60
5.80
8.00
5.00
Propano
6.0
1.1
2.5
4.6
2.2
i-Butano
1.1
0.4
0.5
0.9
0.4
n-Butano
1.9
0.2
0.6
1.1
0.7
i-pentano
0.6
0.3
0.3
0.3
0.3
n-pentano
0.5
0.2
0.2
0.3
0.2
Hexano
0.5
0.3
0.2
0.2
0.2
Heptano
0.4
0.3
0.4
0.2
0.2
CO2
4.4
4.0
12.5
9.2
0.2
Nitrógeno
0.5
-
0.1
0.1
0.1
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
H2S (ppm)
(6 a 20000)
50
0
0-30
0
Gravedad
0.8
0.6
0.8
0.6
0.6
1271.53
1059.07
1029.60
1125.52
1134.27
11314.92
9425.42
9161.75
10015.73
10093.61
especifica Poder calorífico 3
(Btu/pie ) Poder Calorífico (Kcal/m2)
Fuente: Martínez (2005).
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Tratamiento del gas natural Urdaneta y Pernia (2005:31), reseñan el tratamiento del gas natural como toda aquella actividad de índole físico y químico donde se adecua el gas para poder ser empleado como combustible o materia prima en la industria, debido a una altas concentración de H2O, CO2 y H2S; generando en los sistemas de procesamiento y de transporte, problemas de corrosión, riesgo operacional y reducción de la eficiencia del gas como combustible. Dentro de los procesos de tratamiento para cumplir con la especificación de contenido de H2O, CO2 y H2S se encuentra: Deshidratación La deshidratación es un proceso mediante el cual se remueve el agua del gas natural, y dependiendo de la tecnología empleada el contenido de agua en el gas ya deshidratado puede ir desde 1.1213x10-4 Kg. por m3 de gas en condiciones normales, hasta partes por millón. Los principales procesos empleados son la deshidratación mediante trietilenglicol (TEG) y la deshidratación con tamices moleculares. La deshidratación con TEG es un proceso de absorción donde el TEG se pone en contacto contra corriente en una columna con el gas natural, este sale por el tope deshidratado y el TEG pasa a un sistema de regeneración donde se le elimina el agua absorbida. La deshidratación mediante tamices moleculares, a diferencia del proceso anterior es un proceso de adsorción donde a un lecho de sólidos desecantes con amplia afinidad por el agua y químicamente inerte se les hace fluir el gas natural húmedo, este sale seco y el sólido desecante es regenerado mediante gas seco caliente. (Urdaneta y Pernia, 2005:31) Endulzamiento Se debe tener presente su uso, el cual, denota la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, por lo general el dióxido de carbono y el 34
sulfuro de hidrogeno. Sin embargo, otros componentes ácidos como el COS y el CS2 también pueden estar presentes en el gas natural y, por lo general, no se reportan dentro de la composición del gas a tratar, una costumbre muy costosa para la industria. (Urdaneta y Pernia, 2005:31). Definición de acido y consecuencia de la presencia de gases ácidos: Según Pino (2009:19).Los gases ácidos, son llamados de esta forma , porque se supone que con el agua forman ácidos, y se les denomina Gas de Cola Quizás para comprender la definición de gas ácido habría que definir lo que se considera un componente ácido, para eso se tienen las definiciones de: a.- Arrhenius, para el cual: Ácido es toda especie química, que en solución acuosa produce hidrogeniones (H+) o (hidronio (H30+). Un ácido fuerte es aquella especie química que con mayor facilidad produce hidrogeniones. Esta aplicación se ve demostrada en la reacción del Dióxido de Carbono y el Agua. b.- Bronsted y Lowry: Ácido es toda especie química, capaz de donar un protón. Luego un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad dona un protón c.- Lewis: Ácido es toda especie química capaz de aceptar un par de electrones un ácido fuerte es aquel que con mayor facilidad acepta un par de electrones. Fundamentado en estas definiciones se puede saber él porque algunas de las impurezas del gas natural son de carácter ácido. En este caso la definición de gas ácido se refiere a la presencia de Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C0 2). Otros componentes de naturaleza ácida son el Sulfuro de Carbonillo (COS), el cual es un compuesto inestable corrosivo y tóxico, que por lo general se descompone en (H2S) y (C02).
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Una de las principales consecuencia de la presencia de los gases ácidos en el gas natural es la corrosión. Proceso, que ocurre principalmente por la presencia de sulfuro de hidrógeno (H 2S), y dióxido de carbono (C0 2). Además de la presencia de agua (H20). Estos componentes provocan corrosión dentro de cualquier instalación. Sobre todo si es una tubería de acero, en la cual predomina el hierro en forma metálica (Fe). Esta no es la forma natural del hierro, tal como las formas naturales son la Ferrosa (Fe +2) y Férrica (Fe+3). Luego como es natural al buscar el hierro su forma natural se produce corrosión, reacción que es catalizada, por la presencia de gases ácidos y agua, que forman productos altamente corrosivos. En general, se puede señalar que las corrientes con alta relación de H2S/C02 son menos corrosivas que las relaciones menores. La temperatura del proceso y la alta concentración del H2S hacen que la velocidad de la reacción de corrosión sea alta. La remoción del (H2S), mediante el proceso de endulzamiento, se hace Proceso de endulzamiento del gas natural Para Pino (2009:25) El procesamiento del gas natural consiste principalmente en La eliminación de compuestos ácidos, tales como Sulfuro de Hidrógeno, para lo cual se usan tecnologías que se basan en sistemas de absorción - agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce” y el proceso se conoce como endulzamiento. Las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son: a.- Seguridad del proceso que se realiza b.- Control del proceso de corrosión c.- Especificaciones de los productos producidos en un proceso d.-Impedir la formación de hidratos e.-Disminuir los costos del proceso de compresión 36
f.-Satisfacer las normas de gestión ambiental y g.-Evitar el envenenamiento de los catalizadores . Por otra Según Handbook of Natural Gas, Transmission and Processing, (2006:36) Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C0 2). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS 2), son de gran importancia debido a su tendencia a dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas. Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la composición del gas que se tratará. Luego como es lógico esto es de alto riesgo para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadotes o sustancias que eliminan los gases ácidos de la corriente de gas natural. El término endulzamiento es una traducción directa del inglés, en español el término correcto debería de ser “desacidificación” Para que el proceso de endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe comenzar por analizar la materia prima que se va a tratar. De hecho el contenido de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños. Por ello se insiste en la tenencia del conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado. La diferencia molar de ambas condiciones 37
establece la cantidad de gas ácido que se va a extraer y que lógicamente define el diseño de los equipos y el proceso que se deba a utilizar, en el endulzamiento, de tal forma que sea efectivo, de fácil aplicabilidad y además económico. El proceso de endulzamiento data, desde hace muchos años. Y, en la actualidad se dispone de procesos altamente específicos, con solventes y aditivos complejos, que hacen que el endulzamiento sea de una gran eficiencia, en vista que muchos otros procesos del gas depende de este, luego el proceso de endulzamiento se debe realiza en forma eficiente, todos los otros . Tipos de procesos de endulzamiento del gas natural En la industria del gas natural existen diferentes tecnologías o tipos de endulzamiento del gas natural A continuación, se presentan los procesos de endulzamiento más conocidos según Pino (2008) : a.- Absorción de los gases ácidos: Este proceso se realiza a través de solventes químicos, físicos y mixtos b.- Endulzamiento a través de los lechos sólidos: Aquí para la eliminación de los gases ácidos se utilizan los Tamices Moleculares, las Esponjas de Hierro, SULFATREAT y El Oxido de Cinc c.- Conversión Directa. d.- Secuestrantes Químicos. e.- Utilización de Membrana. f.- Destilación Extractiva. a.- Procesos de absorción. Se entiende por absorción a la operación unitaria en la que la transferencia de masa tiene lugar de la fase de vapor a 38
la fase líquida, este es por lo general lo que ocurre, aunque no es siempre, es que el proceso de absorción designa una operación en la cual el líquido se suministra como corriente separada e independiente del vapor a tratar. Por absorción también se entiende al proceso de retención de gases o vapores por líquidos, de una sustancia por otra Líquido. b.- Utilización de lechos sólidos: Un lecho sólido es un conjunto de productos sólidos (mallas moleculares, sílica, alúmina) utilizados en la industria del gas. También se puede utilizar el término Lecho Seco, que es un material que no utiliza líquidos, por ejemplo las esponjas de hierro, que se utilizan para retener el sulfuro de la corriente de gas natural. Todos estos componentes desarrollan el proceso de endulzamiento a través del proceso de adsorción La adsorción es la operación unitaria que se realiza al poner en contacto un sólido con una mezcla fluida. Las condiciones en que se produce el contacto son tales que una parte del fluido resulta adsorbida por la superficie del sólido, con los que composición del fluido no adsorbida resultada alterada. La adsorción también se define como la acción de adsorber. Que se adhiere a la superficie del sólido adsorbente. En los productos, como la sílica, alúmina y mallas moleculares, una pequeña cantidad del sólido tiene una gran superficie de contacto. Propiedad mediante la cual un componente se adhiere a la superficie de otro y se separa de su original. Por adsorción se entiende también como la remoción de ciertos componentes de la corriente de gas que incluye, pero que no se limita a, uno o más de los siguientes componentes: gases ácidos, agua, vapor o vapores de hidrocarburos, los cuales son adsorbidos en una camada granular de sólidos debido a la atracción molecular hacia el adsorbente. Propiedad de reaccionar, ocultar o producir reacciones químicas sobre superficies
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metálicas, reacciones que permiten eliminar sustancias, que no se desean que permanezcan en la corriente de gas, por ejemplo. La adsorción es un fenómeno de superficie exhibido por un sólido (adsorbente) que le permite contener o concentrar gases, líquidos o sustancias disueltas (adsortivo) sobre su superficie. Esta propiedad es debida a la adhesión. En la adsorción. La corriente de gas natural hace contacto con sustancias sólidas que tienen propiedades adsorbentes, las cuales se encuentran empacados dentro de las torres adsorbedoras reteniendo selectivamente las moléculas de los gases ácidos del gas tratado. La regeneración de los lechos secos se realiza mediante la aplicación de calor. El proceso de endulzamiento a través de la adsorción, por lo general es utilizado en gases donde la presión parcial de los componentes ácidos es baja. En el comercio existen varios tipos de tamices de lecho sólido y tienen diferentes afinidades para varios componentes. En general el orden de adsorción es agua; H2S y C02.Para la remoción de H 2S y C02, el agua debe removerse inicialmente resultando lechos de adsorción separados. La regeneración de los lechos permite la remoción del agua y su posterior condensación, reciclando el gas de regeneración del proceso, mientras que el agua también se puede recuperar y volver a utilizar. c.- Procesos de conversión directa. Se refiere a la transformación del sulfuro de hidrógeno en azufre elemental a partir de los gases de cola, este proceso es de gran importancia, ya que permite obtener azufre, en forma natural, el cual después es utilizado para la formación de acido Sulfúrico y compuestos petroquímico, que son de gran utilidad práctica, y lo más importante es que se están utilizando las impurezas del gas natural, en sentido productivo.
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d.- Utilización de Secuestrantes: La eliminación de los gases ácidos de la corriente de natural, se puede realizar utilizando secuestrantes químicos, como la triazina, y otros componentes. e.- Remoción con membrana: Se refiere a la remoción del gas ácido por membranas, proceso que ocurre cuando el gas es retirado de una corriente, en este caso retiras los gases ácidos de la corriente de gas natural. f.- Destilación extractiva: La destilación extractiva es un proceso de vaporización parcial en presencia de un agente de separación, no volátil y de alto punto de ebullición que generalmente se denomina solvente o agente de separación, el cual se adiciona a la mezcla, de tal forma de alterar su volatilidad relativa del componente. El principio que aprovecha la destilación extractiva se basa en la introducción de un solvente selectivo que interactúa de diferente forma con cada uno de los componentes de la mezcla original y generalmente muestra una afinidad fuerte por uno de los componentes claves. Lo que significa que este tipo de destilación se puede utilizar para eliminar los gases ácidos de la corriente de gas natural. Selección de un proceso de endulzamiento: Los factores a considerar para la selección de un proceso de endulzamiento de gas natural: a.- Regulaciones de gases ácidos en el medio ambiente: En este se refiere a la cantidad de gases ácidos permitidos en el medio ambiente b.- Tipo y concentración de las impurezas en el gas ácido c.- Especiaciones en el gas residual o gas dulce d.- temperatura y presión del gas ácido y del gas dulce e.- Caudal del a tratar f.- Proceso de Corrosión g.- Requerimientos de selectividad h.- Costos de operación del proceso de endulzamiento i.- Especificaciones de los productos líquidos
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Por otra parte, Martínez (2005), los factores que se consideran más importantes en la selección de un proceso son: a) Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H2 S, CO2, COS2, RSH, etc. b) Tipo y concentración de las impurezas en el gas agrio. c) Especificaciones del gas residual (gas dulce). d) Temperatura y presión del gas agrio y del gas tratado. e) Volumen del gas a ser procesado. f) Corrosión. g) Fracción molar de los hidrocarburos en el gas. h) Requerimientos de selectividad. i) Costos de capital y de operación. j) Regalías. k) Necesidad de plantas recuperadoras de azufre. l) Disponibilidad de facilidades: agua para enfriamiento, electricidad, vías de acceso y espacio físico.
Selección de un proceso de endulzamiento. Fuente: Endulzamiento del gas Natural (2000).
Figura 1.
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Siguiendo el mismo orden de ideas, es necesario hacer énfasis en los procesos con solventes químicos por motivo de que la descripción de nuestra planta de endulzamiento trabaja con los mismos. En estos procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con el componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica, se puede separar en sus componentes originales principalmente, mediante la aplicación de calor y, con menor influencia, 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 a 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 presión en la planta, con la correspondiente disminución de suministros de calor. En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se atrae 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 acido en la solución debido a la estequiometria de las reacciones. Endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción Según Martínez (2000), el proceso de absorción se define como la penetración o desaparición aparente de moléculas o iones de una o más sustancias en el interior de un sólido o líquido. La absorción es un proceso para separar mezclas en sus constituyentes, aprovechando la ventaja de que 43
algunos componentes son fácilmente absorbidos Este es un proceso, en donde un líquido es capaz de absorber una sustancia gaseosa. En el caso del endulzamiento de gas natural, el proceso de absorción se realiza utilizando solventes químicos, físicos, híbridos o mixtos. La utilización de solventes químicos involucra una reacción química entre el gas ácido a ser removido y la sustancia que se está utilizando en la absorción, la cual puede tener la propiedad de reaccionar químicamente o no con el gas ácido, lo que hace la mayor diferenciación del proceso en sí. Para el endulzamiento de gas natural, a través del proceso de absorción de gases, se debe de tener en cuenta, primeramente las condiciones del gas a tratar, lo que implica Concentración de impurezas; Temperatura y presión disponible.; Volumen de gas a procesar; Composición de Hidrocarburos.; Selectividad de los gases ácidos por mover; Especificaciones del gas ácido residual. Todos estos parámetros tienen que estar claramente establecidos. El proceso de endulzamiento a través de la absorción de gases se puede clasificar de acuerdo al tipo de reacción que presente: a.- Reacción Química (proceso con Aminas) b.- Reacción Físicas (Solventes Físicos) c.- Reacción Combinada de ambas (Solventes Mixtos)
Figura 2 . Endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción de
gases. Fuente: Curso de Gasotecnia (2009).
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La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros. En la figura 2 se presenta un esquema del endulzamiento del gas natural a través del proceso de absorción, con solventes químicos, físicos y mixtos, todos dentro del mismo proceso de absorción de gases ácidos. Proceso de Absorción de gases con solventes químicos Martínez (2000), indica que este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema. El producto de la reacción química produce compuestos inestables, los cuales se pueden descomponer en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o disminución de la presión de operación del sistema, con lo cual se liberan los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción, donde se puede recuperar la amina, para ser nuevamente utilizada. El componente activo del solvente puede ser una alcanolamina o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de C02. Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en solución, tal como, las reacciones químicas son reguladas por la estequiometria de la reacción. Uno de los solventes de mayor utilidad en la absorción de gas, a través de solventes químicos, son las aminas, que son compuestos orgánicos fundamentalmente polares, y que la mayoría de ellas pueden formar puentes de hidrógeno, por lo que tendrás puntos de ebullición mayores o otros compuestos de igual peso molecular, luego habrá que tener claramente 45
establecido este efecto, a la hora de hacer una evaluación de la efectividad y rentabilidad del proceso. La amina, el cual son compuestos orgánicos derivados del Amoniaco (NH3), y son productos de la sustitución de los hidrógenos que componen el amoniaco por sus grupos alguilo o arilo s (−CH3). Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno, luego existen las aminas primarias, secundarias y terciaria En la figura 3 se presenta una forma esquemática la estructura del amoniaco y de las aminas primaria, secundaria y terciaria
Figura 3 . Estructura de las aminas . Fuente: Curso de Gasotecnia (2009)
En la figura 3 se observa que en la amina primaría ha sido reemplazo un hidrógeno de amoniaco por un grupo alquilo El grupo alquilo (CH3+) se simboliza como (R) que están unidos al nitrógeno. La metilamina o aminometano es una de las principales aminas primarias (CH3NH2) Ahora, si dos Grupos alquilo han reemplazo a dos hidrógenos en la molécula de amoniaco, corresponde a una Amina Secundaria Es necesario hacer resaltar que los grupos alquilos no necesariamente tienen que iguales, en cuanto al número de carbonos e hidrógeno, por ejemplo e tiene la amina secundaria Dimetilamina o Metilaminometano (CH3-NH-CH3) o la amina secundaria Etil-propilaminapropano (CH3-CH2-NH-CH2- CH2-CH3) Si, tal como se observa en la figura 3 se han reemplazado todos los hidrógenos en la molécula de amoniaco En este caso habrá una Amina Terciaria, igualmente no necesarios los grupos tiene que ser iguales, luego se tiene por ejemplo una amina terciaria denominada trimetilamina o dimetilaminametano. 46
Es necesario tener en cuenta, que debido a que el Nitrógeno tiene un par electrónico libre, puede formar compuestos tetrasustituidos, donde el átomo de Nitrógeno queda cargado positivamente, y se les conoce como amina cuaternarias. Las aminas, son ampliamente utilizadas en la industria petrolera, en vista que son varios los procesos, donde estos componentes se utilizan. Todas las Aminas son compuestos muy polares. Las aminas primarias y secundarias pueden formar puentes de hidrógeno, las aminas terciarias puras no, pero si los pueden aceptar Es importante hacer notar que la denominación de Amina Primaria, Secundaria y Tercería se refiere al número de sustituyentes que tiene el átomo de nitrógeno y no como en el caso de los alcoholes que se refiere al tipo de carbono sobre el cual se encuentra. En el caso de los alcoholes se tiene; alcoholes primarios si él (OH) está sobre un carbono primario, alcohol secundario si se encuentra sobre un carbono secundario y alcohol terciario si está sobre un carbono terciario. Luego para el caso de las aminas. Resultan tres clases diferentes de aminas llamadas Aminas Primarias, Secundarias y Terciarias, todas son de utilidad en el proceso de endulzamiento. Propiedades físicas de las aminas Martínez (2000), destaca que las aminas son compuestos incoloros que se oxidan con facilidad lo que permite que se encuentren como compuestos coloreados. Los primeros miembros de esta serie son gases con olor similar al amoniaco. A medida que aumenta el número de átomos de carbono en la molécula, el olor se hace similar al del pescado. Las aminas aromáticas son muy tóxicas se absorben a través de la piel. Las aminas primarias y secundarias son compuestos polares, capaces de formar puentes de hidrógeno entre si y con el agua, esto las hace solubles en agua. La solubilidad disminuye en las moléculas con más de 6 átomos de 47
carbono y en las que poseen el anillo aromático. El punto de ebullición de las aminas es más alto que el de los compuestos no polares que presentan el mismo peso molecular de las aminas. El Nitrógeno es menos electronegativo que el Oxígeno, esto hace que los puentes de hidrógeno entre las aminas se den en menor grado que en los alcoholes. Esto hace que el punto de ebullición de las aminas sea más bajo que el de los alcoholes del mismo peso molecular. Las aminas se comportan como bases. Cuando una amina se disuelve en agua, acepta un protón formando un ión alquil- amonio. Para diferenciar las aminas unas de otras en el laboratorio se hace reaccionar con una solución de nitrito de sodio y ácido clorhídrico, esto da origen a ácido nitroso inestable. Cada tipo, tipo de amina tendrá un comportamiento diferente ante la presencia de estos reactivos Tipos de aminas que se utilizan en la absorción de gases ácidos Las aminas que se utilizan en el proceso de endulzamiento son según Martínez (2000): La Monoetanolamina (MEA): La MEA es la más sencilla de las etanolaminas y se produce por la reacción directa del amoniaco con óxido de etileno, figura 4:
Figura 4 . Reacción de obtención de la MEA
Fuente: Curso de Gasotecnia (2009).
La Monoetanolamina, es la más reactiva de las etanolaminas. Es una tecnología abierta, es decir, no está sujeta al pago de patentes. Se utilizan 48
preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO2, y del H2S, aunque algunas impurezas, tales como: el COS, CS 2 y el oxigeno tienden a degradar la solución, por lo cual no se recomienda en esos casos. Con MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO 2 /H2S. Es útil en aplicaciones donde la presión parcial de gas acido de la corriente de entrada, sea baja. La corrosión y la formación de espuma son principal problemas al trabajar con MEA por lo cal el porcentaje en peso de MEA en la solución se limita a +/- 15%. La MEA, es la base más fuerte de las diferentes aminas y han tenido un uso difundido especialmente cuando la concentración del gas ácido es pequeña. Por su bajo peso molecular tiene la mayor capacidad de transporte para gases ácidos con base a peso o volumen, lo que significa menor tasa de circulación de amina para remover una determinada cantidad de gases ácidos. La presión de vapor de la MEA es mayor que para las otras aminas a la misma temperatura, lo cual puede producir mayores pérdidas por vaporización. Este problema se disminuye con un simple lavado del gas dulce con agua. Los problemas de corrosión pueden ser severos (mas aun que con otras alcanolaminas). Como consecuencia de estas desventajas y de los requerimientos de energía para la regeneración, ha habido una tendencia hacia el uso de otros procesos Para mantener la corrosión baja, la concentración de la solución y la carga de gas ácido en la solución deben mantenerse bajas. La carga debe ser suficientemente baja para que no se formen carbonatos y bicarbonatos. Con oxigeno, COS Y CS2 se forman productos de degradación, los cuales deben ser removidos añadiendo un álcali en un sistema de recuperación (recuperador o reclaimer). La Diglicolamina (DGA): La DGA se usa en el proceso Fluor Econamine. El primero en utilizar Diglicolamina fue el proceso Econamina, 49
desarrollado conjuntamente por FLUOR, el paso Natural Gas y Jefferson Chemicals. La DGA, es una amina primaria, como la MEA en cuanto a la reactividad, pero tiene mejor estabilidad y baja presión de vapor, lo cual permite el uso de concentraciones relativamente alta, normalmente 50 – 70% p/p con sus correspondientes cargas de gas ácido. Tanto la inversión como los requerimientos de la energías son menores que con MEA, debido a que las tasas de circulación requeridas son mucho mas bajas. La DGA es higroscópica. Las desventajas son: que la química es más costosa y da productos de degradación que no son regenerables cuando están presentes el CO2 con COS Y CS2. La solución típicamente utilizada es 65% p/p DGA o más alta. El uso de esta concentración más alta, permite la reducción en las tasas de circulación en 25 – 40%, comprobado con el tratamiento con MEA. Esto produce ahorros sustanciales tanto de capital como de los costos de operación, o menor, a la experimentada con las aminas convencionales. La degradación d la solución absorbedora de aminas se evita con el uso de una técnica simple y barata de recuperación por alta temperatura, lo cual purifica la solución. En esta operación no está involucrada la adición de cáusticos ni otras químicas. Los requerimientos de compensación de la solución son generalmente menores que para los procesos con amina convencional. Este método de recuperación permite el uso del proceso Econamina para corrientes de gas que contengan COS y CS2 ya que los productos de descomposición formados por la reacción entre estas impurezas del azufre y la DGA son también regenerados térmicamente durante la operación normal de recuperación. La desventaja de la DGA es la gran solubilidad de fracciones de C3+, comprobado con el uso de MEA, DEA, etc. La DEA también se ajusta al tratamiento de líquidos, el gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agregando un sistema común de regeneración. La 50
degradación con COS y CS2 es reversible utilizando un reconcentrador (Reclaimer) a altas temperaturas. Las soluciones de DGA en agua son térmicamente estables a 400◦F pero se congelan a -40◦F. La Dietanolamina (DEA). La DEA es una amina secundaria y se obtiene haciendo reaccionar a la MEA con el óxido de Etileno, tal como se muestra en la figura 5.
Figura 5 .Reaccion de obtención de la
DEA. Fuente: Curso de Gasotecnia (2009).
La DEA se recomienda para el tratamiento de vapores conteniendo alto tenor de sulfuro de hidrógeno La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solución se vuelve muy viscosa en concentraciones altas. La reacción de la DEA con COS y CS 2 es más lenta que con la MEA y los productos de la reacción son distintos, lo cual causa menores pérdidas de amina al reaccionar con estos gases. En la figura 6 se presenta la estructura molecular de la DEA.
Figura 6 . Estructura molecular de la DEA.
(2009)
Fuente: Curso de Gasotecnia
Tal, como se muestra en la figura 6 la DEA es una amina secundaria, donde han sido reemplazados dos hidrógenos en la molécula de amoniaco 51
La DEA es más débil que la MEA, pero los productos de la reacción con la DEA no son menos corrosivos. Además la presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, luego las pérdidas por evaporización con la DEA es menor que con la MEA. La reacción de la DEA con C0S y CS2 es muy lenta, luego prácticamente no causa problemas por degradación del solvente. La presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, lo cual reduce las perdidas por evaporación. La DEA se utiliza para endulzar corrientes de gas natural que contengan hasta un 10% molar de gases ácidos. Es eficiente a presiones de operación de 500 o más libras por pulgadas al cuadrado manométricas en el sistema británico (lpcm).Los procesos con DEA han sido diseñados para operar con concentraciones porcentuales de solución entre 30 y 35 %P/P, incluso a esta concentración la DEA no es corrosiva, por lo que se puede trabajar sin ningún temor, que la solución vaya a aumentar el proceso de corrosión. La DEA se degrada en igual forma que la MEA, pero los productos de degradación tienden a hervir a la misma temperatura, lo cual hace muy difícil separarlos por destilación y no se usan sistemas de recuperación. La Trietanolamina (TEA).La TEA se obtiene químicamente haciendo reaccionar a la DEA con óxido de etileno, tal como se muestra en la figura 7.
Figura 7.Reacción de
obtención TEA. Fuente: Curso de Gasotecnia (2009).
La TEA es un líquido ligeramente amarillo, higroscópico y viscoso, su mayor utilidad se relaciona con su capacidad humectante La TEA es una 52
amina terciaria, luego es altamente selectiva hacia el H 2S, ya que la reacción con el C02, es muy lenta, y desde luego la formación de bicarbonatos y carbonatos es también lenta. La TEA se puede utilizar como agente de alcalinización de ácidos grasos de cadena larga. Es de hacer notar que tanto la MEA, como la DEA y TEA son compuestos de muy baja volatilidad a la temperatura ambiente, son higroscópicos, y de olor amoniacal, pudiendo presentarse en forma sólida o líquida dependiendo de la temperatura y del grado de pureza. La Metildietanolamina (MDEA).La MDEA es una amina terciaria que reacciona lentamente con el (C0 2), por lo cual para removerlo requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación en la absorción, es la remoción selectiva del H2S, cuando los gases ácidos están presentes (H2S) y (C02), esto convierte a la (MDEA), en un compuesto selectivo de alta efectividad, para remover al sulfuro de hidrógeno. Si el gas es contactado a presiones suficientemente altas (800-1000 lpcm, bajo ciertas condiciones se puede obtener un gas con calidad para gasoductos. Lo que indica que la concentración del sulfuro de hidrógeno, tiene un valor de 0,25 granos de H2S/100 PCN. La MDEA es un material ligeramente tóxico y puede provocar sensibilización de la piel. El material se debe de almacenar en lugares ventilados, frescos y secos, alejados de las fuentes de calor. El área de almacenamiento debe de ser claramente identificada, libre de obstáculos y accesibles únicamente para personar autorizado. Las ventajas del uso de la MDEA incluye su bajo calor de reacción con los gases ácidos, bajos requerimientos energéticos para su regeneración y que no es fácilmente degradable para las corrientes gaseosas que contienen sulfuro de hidrógeno así como dióxido de carbono, las soluciones acuosas de la MDEA han encontrado gran aceptación en la industria para remover de manera selectiva el sulfuro de hidrógeno. 53
El conocimiento del equilibrio líquido – vapor de los gases ácidos en soluciones acuosas de alcanolaminas es esencial en el diseño de sistemas de absorción / deserción de gases ácidos para la remoción de estos en corrientes gaseosas de procesos de plantas químicas. Es conveniente contar con modelos termodinámicos adecuados para la estimación de los coeficientes de actividad y/o fugacidad de los sistemas de endulzamiento. La MDEA puede ser usada por su selectividad a remover H 2S de las líneas de flujo para llevarlas a especificaciones en presiones moderadamente altas. Si el incremento de la concentración de CO 2 en el gas residual causa problemas con las especificaciones o con el proceso aguas abajo, se requerirán tratamientos más profundos. La relación H 2S / CO2en el gas ácido puede ser de 10-15 veces tan grande como la relación H 2S / CO2 en el gas de entrada. Algunos de los beneficios de la remoción selectiva de H 2S incluye: Tasas de flujo de solución reducidas resultante de una reducción en la cantidad de gas ácido removido, mayores concentraciones de H2S en el gas ácido resultando los problemas de recobro de sulfuro reducidos. El CO2 se hidroliza mucho más lento que el H 2S. Esto hace posible una selectividad significativa de aminas terciarias por el H 2S. Este hecho es usado por muchas compañías que proveen diseños de procesos usando MDEA por su selectividad de remover H2S de gases que contienen ambos agentes, H2S y CO2.Debido a la reacción entre el CO 2 y las aminas terciarias, se forman puentes formados de ácido-base, las aminas terciarias son ajustadas idealmente para remover volúmenes de CO2 de las corrientes de gas natural. El removedor de CO2 requiere solo una fuente de calor pequeña para su regeneración. La combinación resulta en un removedor de volúmenes de CO2 de gas gases ricos en dicho compuesto. La MDEA se usa normalmente en un rango del 20 al 50% P/P. Debido a los pocos problemas con la corrosión, unos índices de absorción entre 0,7 y 0,8 mol CO2 /mol MDEA son posibles en equipos de acero al carbono La MDEA tiene ventajas frente a las aminas primarias y secundarias, tales 54
como: baja presión de vapor, bajos calores de reacción con los gases ácidos, alta resistencia a la degradación, bajos problemas de corrosión, y sobre todo, selectividad en la absorción de H2S en presencia de CO2, ya que la reacción con el Dióxido de Carbono es extremadamente lenta. La ventaja más importante que presenta la MDEA sobre el resto de aminas es la última que explicábamos: selectividad en la absorción de H2S en presencia de CO2, es por ello que es de usos múltiple, lo cual se confiere ciertas propiedades específicas. Di- isopropanolamina La (DIPA): es una amina secundaria. Este componente ha sido utilizado conjuntamente con un solvente orgánico Este solvente ha sido ampliamente aceptado en Europa para el tratamiento de gases y líquidos de refinerías limpiándolos de H 2S y CO2. La DIPA se caracteriza por tener bajos requerimientos de vapor para la regeneración de la solución y no ser corrosivo. Las soluciones de la DIPA, tiene una alta tasa de capacidad para transportar gases ácidos con una alta tasa molar, pero por su alto peso molecular, requiere detasas másicas muy altas Gradualmente se ha ido reemplazando el uso de DIPA por MDEA. En la figura 8 se presenta la estructura de la DIPA.
Figura 8.Estructura
molecular de la DIPA . Fuente: Curso de Gasotecnia (2009).
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La solubilidad de los gases ácidos es una de las propiedades fundamentales en los procesos de absorción de gases en la industria química. La absorción con un solvente polar provee un método conveniente para eliminar los componentes indeseables de mezclas gaseosas, es por ello que los disolventes químicos y físicos son frecuentemente utilizados, en el proceso de endulzamiento del gas natural. Las corrientes de gas natural, así como las corrientes de procesos de refinería a menudo contienen gases, tales como sulfuro de hidrógeno, que deben de ser removidos de la corriente del gas natural a tratar. El método tradicional de tratamiento de tales corrientes es hacer pasar los gases ácidos por un sistema de absorción/desorción usando soluciones acuosas de alcanolaminas. Las soluciones DIPA tienen una gran capacidad para transportar gas acido, con base molar, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas masicas muy alta. Difícilmente el proceso DIPA, pude competir en la remoción del CO 2 con otros procesos, pero si, en la remoción del H2S donde es más eficiente. Igualmente es utilizado en el tratamiento de líquidos. ADIP (Diisopropanolamina activada): El proceso SHELL ADIP utiliza soluciones acuosas relativamente concentradas (30 – 40 p/p). Este proceso es ampliamente usado para remoción selectiva del ácido sulfhídrico de gases de refinería con altas concentraciones de H2S/CO2. El COS, se remueve parcialmente (20 – 50%). A-MDEA (metildietanolamina activada): En la MDEA activada, con licencia de BASF, Linde, Lurgi, Parson y otros, la adición de una amina secundaria como activador acelera la absorción cinética del CO2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos, ni se puede utilizar solo la remoción selectiva de H2S debido a la presencia del activador. La regeneración parcial de la solución puede ser afectada por la evaporación de la solución rica dependiendo de las especificaciones del gas tratado, es posible suministrar 56
una pequeña corriente lateral regenerada térmicamente, para una segunda etapa de absorción. Planta de endulzamiento Según Campbell (1992) las plantas de endulzamiento se construyen en base a un proceso de remoción de contaminantes, H2S (ácido sulfhídrico) y CO2 (bióxido de carbono), del gas amargo recibido de los pozos productores, a fin de acondiciona el gas natural del gas natural, y mejorar las propiedades de la corriente. El proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes. Funcionamiento de una planta típica de endulzamiento de gas natural con aminas. Se procede a describir cada uno de los componentes que la constituyen, según Martínez (2000).
Figura 9.Planta de endulzamiento del gas natural con amina.
Endulzamiento del gas natural (2009).
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Fuente:
Separador de Entrada Este recipiente, colocado a la entrada de plantas, la unidad encargada de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como hidrocarburos líquidos, agua libre, partículas sólidas y algunos compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos, como por ejemplo alteración y degradación del solvente, formación de espuma y corrosión.
Absorbedor o Contactor El gas natural agrio que sale del separador, entra al absorbedor (figura 10) por el fondo de la torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto con la solución de amina pobre que baja desde el tope de la torre, En este contacto de gas acido es absorbido por la solución. El gas natural tratado que sale por el tope debe salir con muy poca cantidad de componentes ácidos. El contenido de impurezas en el gas residual dependerá de las condiciones de diseño y de la operación del sistema. La solución que sale por el fondo del absorbedor, dependiendo de la composición del gas natural agrio, así como del diseño y operación de la planta, normalmente contiene: Agua Aminas Componentes ácidos (principalmente CO2, H2S, y algunas veces en menor proporción COS, CS2, y mercaptanos) Gas natural que ha quedado en la solución Hidrocarburos líquidos retirados de la corriente de gas Sólidos y otras impurezas La cantidad de hidrocarburos líquidos que pasa a la solución de amina, aumenta a medida que sube la presión de operación y/o disminuye la 58
temperatura de contacto. La cantidad de gas disuelto dependerá del tipo de solución que se utilice. La MEA retiene menos contaminantes que otras soluciones. El fluido que sale por el fondo de la torre se conoce como solución rica, acida o contaminada. Lo más común es llamarla rica, debido a que se ha enriquecido de los componentes ácidos. Esta solución fluye hacia el tanque de venteo, utilizando un controlador de nivel que abre y cierra una válvula instalada entre el fondo del absorbedor y dicho tanque, para garantizar una altura de liquido constante en el fondo del absorbedor. La temperatura de la amina pobre que entra al tope del absorbedor está limitada a un mínimo valor en el rango de 100 ºF, debido a que los sistemas de enfriamiento convencionales de agua o aire normalmente alcanzan este rango, sin embargo esta temperatura se recomienda que sea 10 ºF mayor que la temperatura de entrada del gas natural agrio en el fondo del separador, para evitar la condensación de los hidrocarburos pesados contenidos en el gas natural. Temperatura muy altas en la solución de amina pobre causaran excesivas perdidas de amina debido a la vaporización, así como también disminuye la capacidad de carga de gas acido en la solución. La máxima temperatura para separar H2S será de 120 ◦F y para CO 2, 150 ◦F.
Figura 10.Absorbedor.
Fuente: Endulzamiento del gas natural (2009).
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Tanque de Venteo Es utilizado para separar el gas que se disuelve en la solución. Normalmente es requerido, excepto cuando la presión del absorbedor es muy baja, y se opera a una presión aproximada de 75 a 100 lpcm. Cuando la presión de la solución rica que sale del absorbedor se reduce desde la presión de contacto hasta la de trabajo del tanque de venteo (figura 11), la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporiza llevándose consigo una pequeña cantidad del gas ácido. El propósito de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución, los cuales se conducen a un mechurrio o se utilizan como gas combustible, de esta manera se evita la formación de espuma y se logra una mejor operación de las plantas. No obstante, es recomendado tener presente el poder contaminante de estos gases, eso podría impedir su uso como combustible, lo normal es que contenga una cantidad excesiva de CO 2, por lo que reduce de manera considerable el valor calorífico, pero también puede tener H2S, lo cual es peligroso. Por estas dos razones se suele colocar, a la salida del tanque de venteo un pequeño contactor. Es recomendable conectar al tope de este pequeño absorbedor, una línea de amina rica que va hacia el regenerador. La tasa de flujo se regula con un controlador de nivel colocado en el tanque de venteo. La presión del tanque de venteo se controla, a su vez, con una válvula colocada en la salida de la corriente de gas, que trabaja con un controlador de presión. Esta válvula abre y cierra para mantener constante la presión en el recipiente. Cuando el gas que se está tratando contiene hidrocarburos pesados, parte de ellos son disueltos en la solución de amina dentro del absorbedor, al disminuir la presión en el tanque de venteo, ellos se separan formando una película en la superficie de la solución de amina depositada en el recipiente. Para lograr la mayor separación posible de los hidrocarburos
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pesados en este tanque, es necesario incrementar el tiempo de residencia hasta un máximo de 30 minutos.
Figura 11.Tanque de venteo.
Fuente: Endulzamiento del gas natural (2009).
Intercambiador de calor amina-amina El propósito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de energía de la amina pobre o limpia que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor, se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la mina rica que viene del tanque de venteo se calienta hasta un máximo de 210 ◦F para hacer más fácil la separación de los gases ácidos que transporta. Es conveniente evitar que no se separe el gas en la tubería antes de entrar a la columna de regeneración ya que el sistema se vuelve muy corrosivo. Para reducir este problema normalmente se usa una tubería recubierta con acero inoxidable. La velocidad lineal máxima de la solución a través de los tubos es de 3 pie/seg.
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El intercambiador de calor más común es del tipo concha y tubos en U. La solución rica normalmente fluye a través de los tubos y la solución pobre, por la carcaza del intercambiador bañando los tubos por su parte exterior. Después del intercambiador se coloca una válvula sobre la línea de la solución rica que va hacia el regenerador, dirigida por un controlador de nivel, ubicado en el tanque de venteo con el fin de mantener u nivel optimo de solución en dicho recipiente .El regenerador por lo general, se opera a una presión que varía entre 4 y 8 lpcm. A esta presión, los gases que contienen la solución rica se evapora medida que se calienta la solución. Regenerador El propósito del regenerador (figura 12) es remover el gas acido contenido en la solución rica. En una planta de amina, la torre de regeneración por lo general contiene entre 18 y 24 bandejas, la solución rica que viene del intercambiador de calor entra en el tercero al quinto plato por debajo del tope. A medida que la solución desciende entra en contacto con los vapores del rehervidor que suben hacia el tope de la torre. El vapor burbujea en la solución, en casa plato, retira los gases ácidos de la solución y los transporta hacia el tope de la torre. El equipo responsable de la compensación energética de la planta es el rehervidor. Allí se produce o suministra el calor necesario para vaporizar el agua que viene junto a la solución rica y la que regresa al regenerador como reflujo. El vapor fluye en contracorriente con el líquido que cae y, en cada plato, entra en contacto con la solución para lograr el equilibrio que permite el despojamiento del gas ácido. En los rehervidores que se utiliza como fuente de calor vapor, el consumo de vapor en la planta es un parámetro extraordinario para medir el comportamiento del sistema. Cuando la cantidad de calor aumenta, se incrementa también la cantidad de gas acido despojado. 62
Los vapores que salen por el tope de la torre de regeneración son una mezcla de vapor de agua y de gas ácido. Al pasar por el condensador, el vapor de agua se condensa y los gases ácidos también conocidos como gases de cola salen de la planta. El condensador puede ser de tipo concha y tubos, con el uso de agua a través de los tubos, o un inferior de aire con ventilador eléctrico. En cualquiera de los dos casos, lo que sale del condensador (una mezcla de agua y gases ácidos), entran al acumulador de reflujo. Este acumulador es un separador de gas líquido. Los gases, que han sido removidos en el absorbedor y liberados en el regenerador, salen por el tope del recipiente a través de una válvula de control de presión. Por lo general van a un incinerador, a una línea de venteo a una planta recuperadora de azufre.
Figura 12.Regenerador. Fuente:
Endulzamiento del gas natural (2009).
La presión en la torre de regeneración se mantiene constante utilizando el controlador de presión que regula una válvula instalada en la línea de gas del acumulador de reflujo. El agua que cae al acumulador es bombeada como reflujo, hacia el tope de la torre de regeneración y se regula con un controlador de nivel colocado en el acumulador el cual activa una válvula de 63
control ubicada después de la bomba de reflujo. La solución que se acumula en el fondo de rehervidor se calienta y se vaporiza parcialmente. Los vapores de desplazan hacia la torre. Tanque de abastecimiento Se usa para almacenar (figura 13) la solución pobre o limpia. Por efectos de trabajo diario, parte de la solución, se pierde en el controlador y en el regenerador. También habrá pequeñas perdidas en el empaque de la bomba y en otros sitios. A medida que desciende el nivel de la solución en el tanque de abastecimiento es necesario agregar solución agua/amina recomendada en el diseño original. Cuando la solución trabaja demasiado concentrada o diluida la planta funciona ineficientemente. Si la solución de amina entra en contacto con aire, reacciona con el oxigeno y pierde capacidad para remover componentes ácidos del gas natural. Como consecuencia es esencial que el aire no entre en contacto con la solución.
Fuente: Endulzamiento del gas natural (2009).
Figura 13.Tanque de abastecimiento.
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Para prevenir este efecto, se puede utilizar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento. Algunas veces se utiliza gas natural en sustitución del gas inerte. Para prevenir la entrada de aire al sistema se utiliza una presión de 1 a 2 pulgadas de agua. Bomba de la solución pobre El liquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba, la cual aumenta la presión d la solución pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor. Por lo general esta bomba es del tipo desplazamiento positivo. El caudal se regula desviando una porción del liquido de la descarga de la bomba hacia una válvula de control manual ubicada en la succión de la bomba. La máxima tasa de flujo se obtiene cuando la válvula ubicada en la desviación está cerrada. La tasa de flujo de solución regenerada que va al absorbedor, normalmente se mide por medio de un ratímetro. La bomba o las bombas debe(n) tener 100% de respaldo para garantizar flujo continuo de solución pobre al tope del absorbedor. Debido a que la solución pobre que sale del fondo del regenerador, está en su punto de burbuja se puede requerir una bomba de bajo NPSH. Filtros A medida que la solución circula a través del sistema, recoge partículas que se forman como producto de la corrosión. Estas partículas sólidas pueden causar formación de espumas en el absorbedor y regenerador. Estas partuelas sólidas normalmente son retiradas mediante el uso de filtros, la ubicación de filtro depende de gas ácido que se ha removido del gas natural agrio, en el caso de estar presente el H 2S, por razones de seguridad este debe estar instalado en la solución pobre, de no existir H 2S, podría estar colocado del lado de la solución rica.
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En aquellos casos donde la formación de partículas sólidas sea relativamente alta, es necesario instalar un filtro para purificar el 100% de la solución. Si este no es el caso la solución se puede colocar parcialmente y se coloca una desviación, para filtrar solamente parte de la corriente. Si la formación de partículas e severa, se pueden utilizar diferentes tipos de filtros para limpiar la solución. No obstante, en cualquiera de los casos el filtro debe ser vigilado cuidadosamente y los elementos deben ser reemplazados, cuando se saturen con las partículas. La contaminación de un filtro normalmente se detecta con la diferencial de presión a través del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene caída de presión excede a 15-20 lpc, el elemento de filtro colapsara y quedara completamente inactivo. Como consecuencia los elementos de filtro deberán ser reemplazados cuando la caída de presión se acerque a la cifra máxima recomendada por el fabricante. Enfriador de la solución pobre La solución pobre que sale del regenerador, por lo general, esta a una temperatura muy alta, razón por la cual no se puede introducir así al absorbedor, porque pierde capacidad de absorción de componentes ácidos. Por ello, se utiliza un intercambiador de calor adicional en el cual la solución se debe enfriar hasta +/- 10 ◦F. por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. Cuando el tanque de venteo tienen un purificador instalado para el gas combustible, el caudal de solución pobre después de enfriar se divide en dos corrientes, una pequeña que se envía al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope del separador.
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Concentrador o recuperador de la amina A medida que la solución de amina circula en el sistema, ocurren ciertas reacciones laterales que forman productos termoestables y a su vez degradan la solución perdiendo la capacidad de absorción. Estos productos pueden ser removidos en el recuperador. Esta unidad (figura 14) es en realidad un regenerador; en el cual se separa la amina del material deteriorado. La amina se vaporiza y pasa hacia el tope de la unidad donde se drenan periódicamente. La alimentación del recuperador viene del fondo de la torre de regeneración. Maneja alrededor de 3 a 5% de la solución pobre. Se usa principalmente para MEA. En el tope de instala una columna empacada para eliminar el arrastre de espuma y líquidos en vapores. El caudal de vapor (Amina+agua) que regresa al fondo del regenerador, es regulado con un controlador de nivel instalado en el recuperador. Estos vapores ascienden desde el fondo del regenerador, contribuyendo al despojamiento de los gases ácidos que trae consigo la solución rica.
Figura 14.
Recuperador de la Amina. Fuente: Endulzamiento del gas natural (2009).
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Descripción de una planta de endulzamiento con aminas en el complejo MUSCAR Distrito social norte de la República Bolivariana de Venezuela: Esta planta de endulzamiento del gas natural consta de los siguientes equipos: a.- Dos depuradores verticales de gas. El diámetro de estos depuradores es de 74 pulgadas, mientras que la altura es de 19 pies. La principal función de estos equipos es extraer los líquidos asociados al gas, tales como (condensados de gas; hidrocarburos líquidos y agua), los cuales se encuentran en fase líquida. b.- Dos torres verticales contactora de amina / gas. El diámetro de estas torres es de 98 pulgadas, mientras que la altura es de 27 pies. La torres, esta equipas, con 10 platos perforados, en las cuales se produce la absorción de los gases sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2), el gas entra por la parte inferior de la columna y se pone en contacto en contracorriente con la solución de amina que entra por la parte superior de la misma, allí se produce la absorción de los gases ácidos, también se absorbe parte de los condensados líquidos. En la figura 15 se presenta un ejemplo de las torres contactoras y recuperadoras de Amina. Las torres contactoras, donde ocurre el choque en contracorriente de la amina pobre y la corriente de gas, y allí ocurre una reacción química entre la amina y el gas. También se observa en la figura la parte donde se lleva a cabo la recuperación de la amina rica, que es la amina que sale unida a los gases ácidos, y se recupera aplicando calor al proceso, de tal forma que se pueda recuperar la amina, y hacerla nuevamente circular, de tal forma que se mantenga el proceso de endulzamiento del gas natural
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Figura 15.
Torres contactoras y recuperadoras de amina Fuente: PDVSA GAS (2010). .
Al aplicar calor al proceso se rompen los enlaces, que mantienen químicamente unidos al material utilizado en el proceso de absorción de los gases, y los gases ácidos, los cuales se podrían utilizar en la industria, sobretodo en la industria petroquímica, donde serían utilizados como materia prima, en la producción de fertilizantes químicos, por ejemplo, campo de gran empuje en la actualidad. Lo que realmente ocurre es que el gas ácido que sale del separador, entra al absorbedor por el fondo de la torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto con la solución de amina que baja desde el tope de la torre. En este contacto los gases ácidos son removidos de la corriente gaseosa y transferidos a la solución. El gas tratado que sale por el tope debe salir con muy pocas cantidad de componentes ácidos. La solución que sale por el fondo del absorbedor puede contener agua, amina, componentes ácidos gas natural que ha quedado en solución, hidrocarburos líquidos retirados de la corriente de gas, además de sólidos y otras impurezas. 69
La cantidad de hidrocarburos líquidos que pasa a la solución de amina aumenta a medida que sube la presión de operación y/o disminuye la temperatura de contacto. Es, por ello que la solución de amina entre a la torre con unos 10F por encima de la temperatura a la cual entra el gas a la torre, esto es para evitar el arrastre de líquidos. La cantidad de gas disuelto dependerá del tipo de amina que se utilice en el proceso de endulzamiento. c.- Dos recuperadores verticales de amina. El diámetro de estas torres es de 48 pulgadas, y la altura alcanza un valor de 15 pies. En las torres se recupera la amina que es arrastrada por la corriente gaseosa, producto del contacto íntimo entre las dos fases, que son la corriente de gas natural ácidos (fase gaseosa o fase de vapor), y la solución de amina pobre, que pasa a conformar la fase líquida. Estas dos fases se ponen en contactos en las torres contactoras amina/gas d.- Un Separador horizontal trifásico: La principal función de este equipo es separar los contaminantes que llegar con la corriente de gas, tales como hidrocarburos líquidos, agua, partículas sólidas y los componentes químicos que han sido agregados previamente al gas natural, muchos de estos aditivos suelen causar efectos nocivos Las dimensiones de esta separador es un diámetro de 82 pulgadas. y una longitud de 30 pies En este separador se liberan los gases (H 2S, CO2) producto de la expansión de la amina rica desde una presión de 1200 lpcm hasta una presión de 60 lpcm. En el separador se logra también la separación de los líquidos conformados por la amina rica y los condensados de hidrocarburos, lo cual está relacionado con la diferencia de densidad, que provoca la separación entre partículas por fuerzas de gravedad, que es la separación por tamaño de las partículas del fluido que conforma la mezcla. Aquí se debe de tener presente que una separación ineficiente puede resultar en altas concentraciones de los gases ácidos, y por lo tanto se incrementan las posibilidades que aparezca el proceso de corrosión. Un perfil 70
de trabajo correcto indica que las etapas superiores de contacto tienen temperaturas menores que en el resto de la torre. Luego los gases ácidos deben de ser separados en los platos superiores
Figura 16.
Separador Trifásico Fuente: PDVSA GAS (2010). .
El separador trifásico (figura 16), tiene como función separar el gas y el condensado coabsorbido. Debe ser capaz de reducir la erosión en el proceso. También debe de reducir la carga de vapor al regenerador. Tiene como función proteger la planta de Azufre de arrastre de condensados. Debe de proteger el contactor de la formación de espumas, de acumulación de hidrocarburos condensados. e.- Dos intercambiadores de calor (amina rica / amina pobre): Los intercambiadores de calor utilizados son A/B, tipo Alfa Laval de uso alterno, con una capacidad de 18,8 MMBTU/hora, donde se produce el intercambio de calor entre la amina pobre regenerada caliente y la amina rica fría, aprovechándose así de precalentar la amina rica que va hacia la torre regeneradora, con la amina pobre que desciende desde la misma torre.
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El intercambiador amina rica y amina- pobre origina, puede causar graves problemas de corrosión por el debilitamiento del metal, donde influyen las altas concentraciones de cloruros, que pueden estar presentes en el proceso El intercambiador de amina rica/amina pobre tiene como función reducir la carga térmica del rehervidor (calor sensible). Debe de garantizar la vaporización de la carga aguas abajo. Debe de disminuir la temperatura de la amina rica, sierre y cuando esta tenga un valor excesivo, por ejemplo valores mayores a 220 F, ya que si eso ocurre promueve los problemas de corrosión del proceso de endulzamiento. En la actualidad se utilizan intercambiadores de calor tipo placa. Se debe de evitar la evaporización de hidrocarburos, que puedan provocar el incremento de la corrosión. El intercambiador debe de operar a una velocidad de 2-3 pie/s, que será la velocidad de mayor eficiencia, para que el proceso se lleve a cabo sin problemas operacionales. f.- Una torre regeneradora vertical de amina. Esta torre tiene un diámetro de 90 pulgadas y una altura de 69 pies. La torre es de platos perforados, en la cual se regenera la amina rica, que en este caso especifico es la MDEA, con una concentración de 50% P/P, luego de pasar por los intercambiadores de placas, desde allí sale por el tope hacia un evaporador la fase gaseosa conformada por agua y amina más H 2S, que debe de ser eliminado de la corriente del gas natural, esto se desarrolla de esta forma, ya que la amina utilizada, en el proceso de endulzamiento es selectiva hacia el sulfuro de hidrógeno, lo que implica que se puede eliminar este componente de la corriente de gas con cierto grado de eficiencia. El propósito de este equipo es remover el gas ácido contenido en la solución rica, tal como este equipo está diseñado por, lo general por 22 platos de burbujeo, luego a medida que la solución desciende, entra en contacto con los vapores de rehervidor que suben hacia el tope, y se elimina
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los gases como vapor a, unas determinadas condiciones operacionales, que tienen que ser controladas, para no causar otros problemas similares. La reacción química de deserción, necesita de una energía de activación que es provista en la torre regeneradora por el calor latente suministrado como vapor de agua.
Figura 17.
Una torre Regeneradora vertical de amina Fuente: PDVSA GAS .
(2010).
Si el proceso de endulzamiento se ha realizado con una amina primaria la demanda de calor debe de ser alta, esto es como consecuencia de las altas temperaturas, a las que se realiza el proceso. En la figura 17 se presenta los intercambiadores de calor y la torre de regeneración vertical de las aminas, utilizado en el proceso.
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g.- Un rehervidor de la torre regeneradora. La capacidad de transferencia de calor de 44,8 MMBTU/hora, donde se alimenta por la carcaza aceite caliente como medio de calefacción, y por los tubos la solución de amina del fondo de la torre para mantener las condiciones de equilibrio. h.- Un ventilador condensador de tope. Con una capacidad de transferencia de calor de 11,4 MMBTU/hora, en el cual se enfrían los gases ácidos de tope (H2S, CO2, trazas de amina) junto con la mezcla amina-agua procedente desde el tope de la torre regeneradora de amina desde 220 F hasta 120 F, en él se condensan y recuperan la mezcla amina agua. i.- Dos bombas de reflujo de amina. Con una capacidad de 26 galones por minutos de amina (gpm), se encargan de enviar la solución de amina pobre desde el tambor de reflujo hasta la torre regeneradora de amina. j.- Un tanque desgasificador vertical. Donde se envía la amina pobre regenerada luego de salir de los intercambiadores de calor, para liberar posibles gases que estén presentes en la solución acuosa de amina y así evitar el colapsamiento del tanque de mezcla. k.- Un tanque de mezcla de amina. Con una capacidad de 620 Barriles, el cual opera como almacén o depósito de solución acuosa amina, así como tanque de preparación de dicha solución. Este punto, es de vital importancia para la eficiencia del proceso, el cual se muestra en la figura 13 l.- Dos bombas centrifugas de baja presión. Las bombas son A/B, con una capacidad de bombeo de 800 (gpm), las cuales se encargan de enviar la solución de amina pobre a través de los filtros (mecánicos y carbón activado). Esta bomba aumenta la presión de la solución pobre de tal manera que pueda entrar al absorbedor. Esta bomba es de desplazamiento positivo, el caudal se regula con una válvula colocada en el equipo. 74
m. Cinco filtros mecánicos con elementos filtrantes. Los cuales filtran la solución de amina pobre para extraerle las impurezas sólidas presente en la mezcla. En la figura 18 se presentan los filtros mecánicos, utilizado en la planta de endulzamiento descrita
Figura 18.
Filtros mecánicos Fuente: PDVSA GAS (2010). .
n.- Dos filtros de carbón activado. Estos son los encargados de retirar los condensados de hidrocarburos que podrían estar presentes en la solución de amina pobre. ñ- Dos enfriadores de amina. Los enfriadores tiene una capacidad de transferencia de calor de 23,3 MMBTU/hora, el cual se encarga de enfriar la solución de amina pobre, previamente filtrada, a la condición de operación (110 ºF) requerida en las torres contactoras amina / gas. p.-Un tanque acumulador de reflujo. Este tanque tiene un diámetro de 54 pulgadas y una altura de 8 pies, en el cual se recogen la mezcla de amina agua condensada desde los gases de tope, el líquido se reenvía como fracción de enriquecimiento de los platos superiores de la torre, mientras el gas incondensable se envía al sistema de tratamiento de gas de cola. 75
q.- Dos bombas de alta presión. La capacidad de bombeo es de 800 (gpm), las cuales son las encargadas de elevar la presión hasta 1200 lpcm y enviar la solución de amina pobre a la condición de operación, requerida en las torres contactoras amina / gas, desde donde se repite el ciclo. Adicionalmente, la Planta de endulzamiento posee un sistema cerrado de calentamiento de los equipos de transferencia de calor, a este están asociados el rehervidor y la torre regeneradora de amina. Este sistema está conformado por un Horno de aceite caliente, un tanque acumulador de aceite caliente y dos bombas de aceite caliente. SULFATREAT Según Flangent (2009), Sulfatreat es el nombre comercial de un reactivo sólido a base de óxido de hierro (Fe xOy) para eliminación de H2S de corrientes gaseosas. Este es un producto no regenerable que se dispone en forma de lecho sólido. El contaminante removido del gas reacciona con el Sulfatreat y queda incorporado al reactivo, el cual debe ser reemplazado cada determinado tiempo. Sulfatreat se presenta en forma de pequeños gránulos con gran regularidad de tamaño y forma, posee una densidad de 62 lb/pies3, su color es negro, y todas sus características son similares antes y después de reaccionado. Está compuesto por óxidos de hierro soportados sobre una estructura de silicatos inertes. Una vez reaccionado, contiene pirita (disulfuro de hierro) producto de la reacción entre Sulfatreat y el H2S. La pirita es un compuesto estable que no se descompone, por lo que el H2S es irreversiblemente eliminado. El reactivo no es tóxico, inflamable, explosivo, corrosivo o irritante, ni antes ni después de la operación, por lo que no ocasiona problemas ambientales en su disposición final ni en su manipulación, no obstante debe tenerse en cuenta que a pesar de que el producto no presenta características 76
adsorbentes cualquier contaminante propio del gas que pudiera quedar retenido en el producto podría modificar esta situación. El principio operativo de Sulfatreat consiste en la reacción química entre el H2S de la corriente gaseosa con el óxido de hierro, obteniéndose como productos el sulfuro ferroso (Fe 2S), también denominado pirita, y vapor de agua. El esquema de la reacción es e s el siguiente:
El sulfuro ferroso (Fe2S), producto de la reacción, no es tóxico, ni corrosivo ni inflamable. La reacción es irreversible y el producto es un compuesto estable que no se descompone, por lo que el H2S es eliminado de la corriente de gas en forma irreversible. En consecuencia el reactivo no es regenerable y debe reemplazarse cada determinado tiempo, generalmente entre uno y tres años, disponiéndose en forma de lecho sólido. El reactivo agotado constituye un residuo especial no peligroso, cuya disposición final puede realizarse en rellenos sanitarios o en caminos. Descripción del proceso de endulzamiento según el consorcio GAS SWEETENER ASSOCIATES, INC. El gas ácido proveniente de la batería, ingresa al sistema de reactores de Sulfatreat, donde el H2S reacciona irreversiblemente con el reactivo y es eliminado. Antes de su ingreso a los lechos, se debe atomizar agua de modo de lograr la saturación de la corriente, condición fundamental para la buena performance del sistema. El exceso de agua es luego removido en un separador, aguas abajo de la inyección, pues el ingreso de agua en estado líquido a los lechos daña el reactivo en forma permanente por generar canalizaciones en el mismo. El gas ingresa luego al lecho ó batería de lechos por la parte superior y lo(s) atraviesa saliendo por la conexión inferior. Durante este proceso el H2S 77
reacciona con el Sulfatreat y es removido de la corriente. En el fondo del recipiente pueden acumularse agua (liquida) y/o otros hidrocarburos condensados, los cuales deben purgarse periódicamente. El diámetro y la altura de los lechos quedan determinados por las hojas de cálculo emitidas por “MI SULFATREAT”, llamadas EPS “Estimated Perfomance Sheet”. Las EPS proveen otros datos necesarios para el diseño, tales como: Pérdida de presión, que es la pérdida de carga a través de los lechos y la cual solo incluye la ocasionada por el producto (no incluye filtros, cañerías, válvulas, etc.). Peso de reactivo requerido para la operación. Vida esperada del lecho, en días o meses hasta alcanzar la concentración de salida máxima esperada. El funcionamiento del reactivo se ve afectado principalmente por dos factores: (a) Saturación de agua: el gas debe estar saturado de agua en fase vapor, o sea que no se necesita agua líquida. De hecho cualquier líquido libre en el lecho perjudicará la operación por producir canalizaciones en el reactivo. (b) Temperatura: La reacción es más rápida a medida que la temperatura es mayor, por lo tanto, con altas temperaturas de diseño se tienen lechos más pequeños. El modelo de flujo flujo dentro de los lechos de Sulfatreat (Figura 19) es de “tipo pistón”. El gráfico adjunto ilustra un esquema típico de un reactor de Sulfatreat. El gas ingresa por la parte superior del lecho, generando una zona de reacción que va desplazándose hacia la parte inferior a medida que el reactivo se va agotando, y sale del reactor por la parte inferior con una concentración de H2S que es próxima a 0 ppm,V durante la mayor parte de la vida útil del reactivo. Esta característica le confiere al sistema la capacidad de absorber variaciones instantáneas de concentración y/o caudal sin 78
necesidad de maniobras especiales o inversiones extraordinarias en el costo de operación, en términos de costo por kilogramo de H2S removido.
Figura 19.
Descripción del proceso con Sulfatreat Fuente: www.Sulfatreat.com (2010). .
El sistema puede estar compuesto por uno o más reactores en configuraciones en serie o paralelo, con una instalación desde el punto de vista de cañerías e instrumentos muy sencillos, tal como ilustra el gráfico adjunto. Los reactores no requieren internos especiales más allá de los que forman el soporte de lecho (perfilería, mallas y un disco de poliuretano), por lo cual conforman un sistema robusto que no requieren mantenimiento especial.
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Figura 20.Configuración
de reactores de Sulfatreat Fuente: www.Sulfatreat.com (2010). .
El equipamiento asociado a un reactor de Sulfatreat es también muy sencillo, justificando su preferencia operativa al no requerir ningún tipo de complejidad, como sí la tienen otras tecnología de remoción de H2S. En la figura 21 ilustra un diagrama de proceso típico de una instalación de Sulfatreat. La inyección de agua busca asegurar la saturación de agua requerida y es común en algunas situaciones agregar además un calentador para aumentar la temperatura de ingreso del gas al sistema. 80
Figura 21.Diagrama
de procesos con el Sulfatreat Fuente: www.Sulfatreat.com (2010). .
Balance de masa Una de las leyes básicas de la física es la ley de la conservación de la masa. Esta ley, expresada en forma simple enuncia que la masa no puede crearse ni destruirse (excluyendo, por supuesto, las reacciones nucleares o atómicas). Por consiguiente, la masa (o el peso) total de todos los materiales que intervienen en el proceso debe ser igual a la de todos los materiales que salen del mismo, mas la masa de los materiales que se acumulan o permanecen en el proceso. (www.procesos.netfirms.com, 2008).
En la mayoría de los casos no se presenta acumulación de materiales en el proceso, por lo que las entradas son iguales a las salidas. Expresado en otras palabras "lo que entra debe salir". A este tipo de sistema se le llama 81
proceso en estado estacionario. (www.procesos.netfirms.com, 2008)
Balance de energía De manera similar a la ley de la conservación de masa se puede enunciar la ley de conservación de energía, la cual postula que toda la energía que entra a un proceso es igual a la que sale más la que queda en el proceso. La energía puede manifestarse de varias maneras. Algunas de sus formas más comunes son la entalpia, la energía eléctrica, la energía química (en términos de la de la reacción), la energía cinética, la energía potencial, el trabajo y el flujo de calor. (www.procesos.netfirms.com, 2008) Un tipo de balance de energía más útil para el flujo de fluidos, en especial de líquidos, es una modificación del balance total de energía que considera la energía mecánica. Casi siempre, a los ingenieros les interesa primordialmente este tipo especial de energía, Ilamado energía mecánica, que incluye el termino de trabajo a la energía cinética, a la energía potencial y la parte de trabajo de flujo del termino de entalpia. La energía mecánica es una forma de energía que es, o bien un trabajo, o una forma que puede transformarse directamente en trabajo. La energía que se convierte en calor, o en energía interna, es trabajo perdido o una pérdida de energía mecánica causada por la resistencia friccional al flujo, dicha perdida es la suma de todas las perdidas por fricción por unidad de masa ( ). (www.procesos.netfirms.com, 2008). Simulación de procesos Urdaneta y Pernia (2005:64), definen la simulación de procesos como una técnica que permite predecir en forma rápida y confiable el comportamiento de un proceso o planta de gas, a partir de una representación matemática y realista del mismo. En general, los simuladores 82
de procesos son programas de computación que modelan cuantitativamente las ecuaciones características de un proceso químico. Estos programas se basan en los principios de balances de masa y energía, las relaciones de equilibrio y correlaciones, como las de reacciones y transferencia de calor, entre otras. Los simuladores generalmente se utilizan como herramientas para facilitar el trabajo a la hora de predecir condiciones de operación; flujos, composiciones y propiedades de corrientes de proceso, así como también en el caso de diseño, para el dimensionamiento de equipos. Las ventajas ofrecidas por los paquetes de simulación son numerosas, pero entre ellas se destaca la posibilidad de probar varias configuraciones de plantas en el caso de un diseño; en plantas existentes permiten mejorar el proceso actual prediciendo resultados de modificaciones planteadas, determinar condiciones optimas de operación dentro de las restricciones del proceso; en general con toda la optimización del proceso. Aunque la simulación tiene versatilidad y flexibilidad, es experimental por naturaleza, en el sentido de use en el procesamiento de una "corrida" de simulación puede considerarse como una observación o una muestra en un experimento estadístico. Esto naturalmente da lugar a los problemas de diseñar el experimento (simulación), recolectar observaciones en una forma compatible con los análisis estadísticos apropiados e implantar las pruebas adecuadas para examinar la significancia de los resultados de simulación. En otras condiciones, el diseño de un experimento estadístico puede no ser complicado, pero en la simulación el trabajo se complica por varios factores inherentes a los modelos de simulaci6n. Existen tres tipos generales de simulación: El modelo analógico reemplaza al sistema original (físico) por un análogo de manipulación más sencilla. Un ejemplo típico es la representación de un sistema mecánico con un sistema eléctrico equivalente, donde el último es más simple de modificar. 83
A diferencia del modelo anal6gico, las simulaciones tanto continuas como discretas son. Básicamente, modelos matemáticos. Los modelos continuos representan el sistema capaz de experimentar cambios uniformes en sus características en el tiempo. El objetivo del modelo es graficar las variaciones simultaneas (continuas) de las diferentes características con el tiempo. En los modelos discretos, se simula un sistema observándolo únicamente en puntos seleccionados en el tiempo. Estos puntos coinciden con la ocurrencia de ciertos eventos cruciales para efectuar cambios en el funcionamiento del sistema. Este es el tipo más común de simulación (Taha, H.1985:91). Simulador Aspen Hysys 7.0 Ojeda (2008:36), señala que este programa de simulación realiza balances de masa y energía rigurosos para una amplia gama de procesos químicos. Desde separaciones petróleo/gas hasta destilaciones reactivas. Aspen Hysys 7.0 es un recurso que permite trabajar con los resultados en aplicaciones de Windows. Entre las industrias consideradas en el paquete están el procesamiento de petr6leo/gas natural, la refinación, petroquímica, química, polímeros, farmacéutica, entre otras. Utilizando el programa es posible diseñar nuevos procesos, evaluar y optimizar configuraciones de plantas ya existentes, realizar y validar estudios ambientales, solucionar problemas de procesos, entre otros. Entre las operaciones unitarias disponibles están la vaporización instantánea, compresores/expansores, bombas, tuberías, mezcladores, varios modelos de destilación, absorción, intercambiadores de calor, reactores, modelos poliméricos y modelos para sólidos. Su base de datos es de más de 1700 compuestos puros y más de 1900 compuestos electrolíticos, así como data para sólidos, listas de propiedades
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de cada compuesto, entre otros. Presenta diversos modelos termodinámicos para realizar los cálculos de interfase en las operaciones. Definición de términos básicos Absorción: retención de gases o vapores por líquidos, de una sustancia por otra. Líquido capaz de retener de manera selectiva otro componente. Por ejemplo, el glicol que absorbe el agua contenida en el gas natural o las soluciones de amina, cuando capturan el dióxido de carbono o el sulfuro de hidrógeno del gas natural. . (Martínez, 2006). Adsorción: Acción mediante la cual un gas o un líquido se adhieren a la superficie de un sólido por efecto de la presión y la temperatura. (Martínez, 2006). Amina: Serie de derivados del amoníaco por sustitución de uno o varios hidrógenos por radicales alquílicos, cuya fórmula general es R.NH2. También reciben este nombre los compuestos inorgánicos conocidos con el nombre de amoniacatos. Sustancia recomendada para remover el sulfuro de hidrógeno o el dióxido de carbono de las corrientes de gas. (Martínez, 2006). Deshidratación: proceso en el cual se emplea un proceso químico para eliminar el agua presente en el gas. (Martínez, 2006) Endulzamiento: conjunto de actividades que se ejecutan, plantas diseñadas para eliminar los componentes ácidos al gas natural, tales como el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. (Martínez, 2006). Fluido: sustancia cuyas moléculas tienen entre sí poca o ninguna coherencia, capaz de desplazarse bajo mínima presión. (Martínez, 2006).
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Fraccionamiento: se refiere a la separación de una mezcla de hidrocarburos en sus componentes individuales en virtud de sus diferentes volatilidades. (Martínez, 2006) Gas asociado: gas natural que viene acompañado con la producción de petróleo. (Martínez, 2006). Gas húmedo: gas que contiene una porción representativa de componentes pesados (C3+). (Martínez, 2006) Gas libre: gas de yacimiento que no está asociado con el petróleo. Contiene muy pequeñas cantidades de componentes pesados en los cuales, por lo general, el metano se encuentra en cantidades muy altas (por encima del 90%). (Martínez, 2006). Gas licuado de petróleo (GLP): mezcla en estado líquido, constituida principalmente por propano y butano, en proporciones variables, en la cual pueden estar presentes, además, el etano, pentano y algunos componentes más pesados, en pequeñas proporciones, según las especificaciones establecidas. (Martínez, 2006) Gas natural: mezcla de hidrocarburos que se encuentra en la naturaleza en estado gaseoso, por si sola o asociada con el petróleo, y que permanece así a condiciones normales de temperatura y presión. (Campbell, Gas pobre: gas natural con poco contenido de compuestos pesados. También se le llama gas seco. (Martínez, 2006) Gas rico: aquel que contiene una Buena cantidad de productos condensables. Usualmente, alimenta una planta de procesamiento para la extracción de productos condensables (C3+). (Martínez, 2006)
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Gas seco: gas natural con un contenido muy bajo de componentes condensables. (Martínez, 2006) GPM: riqueza del gas que se mide por el numero de galones de liquido que se pueden extraer por cada mil pies cúbicos del fluido en condiciones estándar (14.7 lpca y 60 °F). (Martínez, 2006) Líquidos del gas natural (LGN): componentes que se pueden extraer del gas natural para mantenerlos en estado líquido y en condiciones normales de presión y temperatura. (Campbell, 2003) Reactivo: dícese de lo que produce reacción. En química, sustancia empleada para descubrir la presencia de otra. (Martínez, 2006) Simulación: conjunto de procedimientos algorítmicos escritos en lenguaje de computación que permiten emular y/o predecir el comportamiento, relaciones, procesos y variables de una determinada actividad. (Ojeda, 2008). Sulfatreat: es un proceso patentado para la eliminación de H 2S. Utiliza la química patentada para eliminar de forma selectiva el sulfuro de hidrogeno y mercaptanos luz de aire o corrientes de gas. Funciona mejor cuando la corriente de alimentación está saturada de agua. Sulfatreat es un material granular seco. Es no toxico, no peligrosos, y ambientalmente segura. (www.sulfatreat.com,2010). Sistema de Variable: Endulzamiento del gas natural. Definición conceptual: Desacidificación. Eliminación de los componentes ácidos del gas natural, tales como el sulfuro de hidrógeno y el dióxido de carbono. (Martínez, 2006)
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Definición operacional: Se refiere a la eliminación de la corriente de gas natural a los elementos ácidos de la manera más eficiente posible, con el objetivo de dejar el gas dentro de la norma, sea para el transporte o para la comercialización y distribución, de tal forma que el gas cumpla con los requerimientos establecidos, tanto nacional como internacional, que representan la posibilidad de comercialización del gas natural (Fernández y Ohanian, 2010). Operacionalización de variables Objetivo General:Comparar el empleo de Sulfatreat en el proceso de endulzamiento del gas natural con respecto a la amina, con la finalidad de conocer cual representa una mejor propuesta tecnológica en las industrias gasíferas venezolanas.
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Objetivos Específicos
Variable
Establecer las bases y premisas de una planta de endulzamiento de gas natural con amina
Simular el proceso de endulzamiento de gas natural con amina y Sulfatreat con el simulador estático Aspen Hysys V7.0 Describir el proceso endulzamiento de gas natural con amina
Definir el balance de masa y energía de la planta de endulzamiento de gas natural con amina
Diseñar las dimensiones del lecho de reactor de sulfatreat® . Modelar el balance de masa de reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética
Dimensión
Definición de la Dimensión
Bases y premisas de diseño
Pautas que se seguirán para realizar el diseño del proceso de la planta de endulzamiento
Indicadores
Fase de la Investigación
Presión. Temperatura. Composición. Caudal. Tecnología. Recobro de h2s
I
Simulación del proceso de endulzamiento
Se simulará el proceso de endulzamiento hasta obtener el más alto recobro de h2s
Equipos. Variables de operación
II
Proceso de la planta.
Se describirá el proceso y variables de operación de la planta de endulzamiento
Diagrama. Secuencia. Operación.
III
Balance de masa y Energía.
Se definirán las Condiciones d e operación y composición de las corrientes y equipos de proceso.
Indicadores de balance.
IV
Equipo estático de la planta
Se especificar las dimensiones del el equipo estáticos de la planta
Balance de masa
Se definirán las condiciones d e operación y composición de las corrientes de entrada y salida
Endulzamiento del gas natural
Fuente: Fernández y Ohanian (2010).
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Longitud Diámetro Eficiencia
V
Indicadores de balance.
VI
CAPÍTULO III Marco Metodológico
CAPÍTULO III MARCO METODOLÓGICO La investigación es un proceso que está compuesto por una serie de etapas, las cuales se derivan una de la otra. Por ello, al llevar a cabo un estudio o investigación, el investigador debe conocer y definir las distintas maneras de realizarla, tanto en contenido como en su estructura organizativa, para que de esta forma la investigación resultante sea válida y confiable. (Bavaresco, 2003:12) Lo que hace y condiciona una investigación es el procedimiento que se sigue al llevar a cabo la misma; por ello en este capítulo se define el procedimiento para desarrollar esta investigación con base a los objetivos planteados. Tipo de investigación El tipo de investigación se refiere al grado de profundidad con que se aborda un objeto o fenómeno. Sabino (2002:28) define la investigación exploratoria como "investigaciones que pretenden dar una visión general y solo aproximada de los objetos de estudio. Este tipo de investigación se realiza especialmente cuando el tema elegido ha sido poco explorado, cuando no hay suficientes estudios previos y cuando aun, sobre él, es difícil formular hipótesis precisas o de cierta generalidad". De manera que, según la definición anterior este trabajo de investigación es de carácter exploratorio, ya que el mismo pretende dar una visión general acerca de la aplicación de sulfatreat en la remoción de sulfuro de hidrogeno en el proceso de endulzamiento del gas natural. Este tipo de diseño es innovador, puesto que la mayoría de las plantas de endulzamiento existentes en el país operan bajo la modalidad del empleo de aminas.
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En concordancia los objetivos presentados en esta investigación es de tipo comparativa debido a que” tiene como objetivo lograr la identificación de diferencias o semejanzas con respecto a la aparición de un evento en dos o más contextos “(Hurtado ,2006:30). De la misma manera, Sabino (2002) define la investigación descriptiva como aquella que "radica en describir algunas características fundamentales de conjuntos homogéneos de fenómenos. Las investigaciones descriptivas utilizan criterios sistemáticos que permiten poner de manifiesto la estructura o el comportamiento de los fenómenos en estudio, proporcionando de ese modo información sistemática y comparable con la de otras fuentes". Según Arias (1999:46) "los estudios descriptivos miden de forma independiente las variables, y aun cuando no se formulen hipótesis, las primeras aparecerán enunciadas en los objetivos de la investigación". Por tal motivo, este trabajo de investigación es también de tipo descriptivo, porque permitirá poner de manifiesto el comportamiento de las plantas de endulzamiento del gas natural bajo la modalidad aplicación de aminas, haciéndola de esta manera comparable con el comportamiento de otros diseños existentes. Por otro lado, Hurtado (2001:312) define la investigación proyectiva como aquella que consiste en la elaboración de una propuesta o modelo orientado a dar solución a un problema o necesidad de tipo práctico, ya sea para un grupo social o de una institución, así Como en un área particular del conocimiento, partiendo de un diagnostico preciso de las necesidades del momento, los procesos causales involucrados y las tendencias futuras. Diseño de la investigación El diseño de la investigación se refiere al mecanismo utilizado por el investigador para abordar el problema. Por otra parte, Sampieri y otros (2001:65) explican que los “diseños no experimentales de investigación se realizan sin manipular variables intencionalmente, se observa el 92
fenómeno tal y como se presenta en su contexto natural para después analizarlos; es más cercano a la realidad estudiada, posee un control menos riguroso que la experimental”. Por tal motivo, la actual investigación es de tipo no experimental ya que no se manipulan variables estudiadas De acuerdo con Cazares y Zamudio (2000:18), la investigación documental depende fundamentalmente de la información que se recoge o consulta en documentos, entendiéndose este término, en sentido amplio, como todo material de índole permanente, es decir, al que se puede acudir como fuente o referencia en cualquier momento o lugar, sin que se altere su naturaleza o sentido, para que aporte información o rinda cuentas de una realidad o acontecimiento. Las fuentes documentales pueden ser, entre otras: documentos escritos, como libros, periódicos, revistas, actas notariales, tratados, encuestas y conferencias escritas; documentos fílmicos, como películas, diapositivas y fílmicas; documentos grabados, como discos, cintas y cassettes, incluso documentos electrónicos como páginas web. Unidad de análisis Según Balestrini (1999:148), previo a la definición de la población se requiere establecer las unidades de análisis sujetos u objetos de ser estudiados y medidos, por cuanto, necesariamente los elementos de la población no tienen que estar referidos única y exclusivamente a individuos (hombres, mujeres o niños); pueden ser instituciones, animales, objetos físicos, entre otros; en función de la delimitación del problema y de los objetivos de la investigación. Estas unidades de análisis son parte constitutiva de la población, que se ha de delimitar y sobre la cual es posible generalizar los resultados. En esta investigación se estableció como unidades de análisis la tecnología de extracción selectiva del H2S está basada en Sulfatreat® para el endulzamiento del gas natural del consorcio 93
estadounidense GAS SWEETENER ASSOCIATES, INC. Así mismo, la tecnología selectiva del H2S fundamentada en MDEA, con licencia de DOW. Técnicas e instrumentos de recolección de datos Según Risquez, Fuenmayor y Pereira (1999:84), las técnicas e instrumentos de recolección de datos son los recursos utilizados para facilitar la recolección y el análisis de los hechos observados; estos son numerosos y varían de acuerdo con los factores a evaluarse. "Las fuentes son hechos o documentos en donde acude el investigador permitiéndole obtener la información", y "las técnicas son los medios empleados para recolectar la información" (Méndez, 2001:42). De igual forma señala Arias (1999:55), "Los instrumentos son los medios materiales empleados para recoger y almacenar información". La observación, es un registro sistemático del comportamiento manifestado por un fenómeno determinado (Balestrini, 1999:206). Para el cumplimiento de los objetivos planteados fue necesaria la observación documental o bibliográfica; la cual es definida por Bavaresco (2001:64), como la revisión de todo el material escrito que guarde relación con los estudios realizados, libros, folletos, manuales, entre otros. Según Tamayo (1999:76), "la consulta documental se realiza a través de documentos con los cuales se respalda y acredita el escrito, siendo estas fuentes, necesarias para el investigador". De manera que, fue necesario consultar datos bibliográficos acerca del proceso de endulzamiento del gas y todos los aspectos relacionados al mismo, realizándose de esta manera una investigación documental exhaustiva, con la finalidad de disponer de la mayor información posible. Además de la observación y consulta documental, se hizo use del simulador de procesos Aspen Hysys 7.0 con PROVISION para el diseño y simulación del proceso de endulzamiento del gas natural de este trabajo de 94
investigación; con la finalidad de recolectar y analizar los resultados arrojados por el mismo luego de haber sido simulado el proceso diseñado. Procedimiento de la investigación A fin de cumplir con los objetivos planteados en esta investigación. Se presenta el procedimiento seguido para el desarrollo de la misma. Objetivo 1: Establecer las bases y premisas de una planta de endulzamiento de gas natural con amina y sulfatreat. Se definieron las variables implicadas en el diseño de las plantas, y se establecieron los parámetros a seguir para la elaboración del proceso. Objetivo 2: Simular el proceso de endulzamiento de gas natural con amina y sulfatreat con el simulador estático Aspen Hysys 7.0 Se simuló el proceso de endulzamiento de gas natural con amina y sulfatreat hasta obtener el más alto recobro de sulfuro de hidrogeno. Objetivo 3: Describir el proceso endulzamiento de gas natural con amina y sulfatreat. Se realizaran el diagrama de flujo de proceso de las plantas y se describirán paso a paso el comportamiento de los fluidos a lo largo de la misma. Objetivo 4: Definir el balance de masa y energía de la planta de endulzamiento de gas natural con amina y sulfatreat Se elaboró el balance de masa y energía de las corrientes de proceso y equipos principales de las plantas.
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Objetivo 5: Diseñar las dimensiones del lecho de reactor de sulfatreat®. Se especificaron las dimensiones del reactor de sulfatreat®. Objetivo 6: Modelar el balance de masa de reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética. Se elaboró el balance de masa de las corrientes de proceso de reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética.
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CAPÍTULO IV Presentación y Análisis de Resultados
CAPÍTULO IV 97
ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS A continuación se discuten y analizan los resultados obtenidos en la presente investigación para dar repuesta a los objetivos planteados en el problema fundamentado en el marco teórico y desarrollado de acuerdo al procedimiento de la investigación. En relación con el objetivo 1 de establecer las bases y premisas se tiene que las consideraciones operacionales de una planta de endulzamiento de gas natural con amina son las siguientes. 1. Tecnología o proceso seleccionado Como se hizo mención en el capitulo anterior, la tecnología seleccionada para el diseño del proceso de la planta de endulzamiento fundamentada en MDEA, con licencia de DOW. 2. Gas de alimentación de la planta Un caudal de 25 MMPCED de gas natural con una riqueza de 3.68 GPM, constituye el gas de alimentación de la planta de endulzamiento. Composición del gas de alimentación: La composición del gas de alimentación fue tomada de la cromatografía de gas del manual de estimación de costos V 400 –02 –02 de PDVSA ,referente a plantas de endulzamiento de gas con proceso de Sulfatreat. La tabla 4 muestra la cromatografía del gas de entrada de la planta
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Tabla 4. Componentes del gas de alimentación de la planta de endulzamiento.
Componentes
Porcentaje molar
Fracción
Nitrógeno
1.59
0.0159
CO2
4.27
0.0427
Metano
65.26
0.6526
Etano
16.03
0.1603
Propano
9.6
0.0960
i-Butano
0.82
0.0082
n-Butano
1.44
0.0144
i-pentano
0.29
0.0029
n-pentano
0.29
0.0029
Hexano
0.26
0.0026
H2S (1500 ppm,V)
0.15
0.0015
Total
100
1
Molar
Fuente: Fernández y Ohanian (2010)
Presión y temperatura: El gas de alimentación de una planta de endulzamiento normalmente proviene de una serie de procesos previos como lo son; la producción y separación , con el fin de adecuarlo a las condiciones requeridas a la entrada de la planta. Por tal motivo, se determinó una presión de entrada de 1000 lpca y una temperatura de 120ºF. Entre otros parámetros resaltantes de la planta son los siguientes: Peso molecular del gas: 23.86 Gravedad específica del gas: 0.82. GPM (C3+): 3,68. 99
El absorbedor : Martínez (2005:63) Este aparato está formado por una torre donde entran en contacto el gas ácido que llega por la parte inferior de la columna y la solución de amina pobre o regenerada, que llega por la parte superior. Esta torre trabaja a alta presión y baja temperatura. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solución. El número de platos o bandejas en un contactor puede variar entre 18 y 26.En este sentido, la planta consta de 20 platos. Intercambiadores de calor: según Campbell (2003:378), las caídas de presión en las corrientes de proceso son de 10 lpca y las temperaturas de salida tienen que ser mínimo 10ºF menos que la temperatura más alta de entrada. Para el caso de los calentadores laterales y el enfriador atmosférico, las caídas de presión son de 5 lpca. Bombas: según Pernia (2005:65), las bombas son máquinas hidráulicas que se utilizan para incrementar la presión de un fluido en fase liquida (fluidos incompresibles), generalmente con el propósito de aumentar la presión y transporte del fluido. Existen diferentes tipos de bombas; rotativas y de desplazamiento positivo. Para el procesamiento de gas natural, las bombas que más se utilizan son las centrifugas y de desplazamiento positivo; sin embargo, un 70% de las bombas industriales son centrifugas. En este sentido, se colocaran para incrementar la presión de la solución pobre de tal manera que la solución de amina pueda entrar al absorbedor, de tal forma que el proceso pueda realizarse sin mayores problemas operacionales. Válvulas: Según Campbell (2003:359), es una válvula de control ordinaria usada para ocasionar caídas de presión y expansión de volúmenes de gas rico a alta presión para la recuperación de LGN. La combinación de disminución de presión e incremento de volumen da 100
lugar a temperaturas bastante bajas que ocasionan la condensación del LGN. Este fenómeno de enfriamiento es conocido como efecto JouleThomson. Regenerador. Según el Handbook of Natural Gas Transmission and Processing (2006:371) ,el principal objetivo de este aparato es remover el gas ácido contenido en la solución rica. Por lo, general en una planta que trabaja con aminas, la torre de regeneración contiene entre 18 y 24 bandejas, y la solución pobre entra en el cuarto plato por debajo del tope. En este sentido, la planta consta de 18 platos. Tanque de Venteo .Es un recipiente que se utiliza para separar el gas que se disuelve en la solución. Este aparato se instala cuando la presión del absorbedor es mayor a 500 lpcm, y se opera a una presión entre de 75 lpca y 100 lpca. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución. Con respecto al objetivo 2 de simular el proceso de extracción de líquidos del gas natural, se puede mencionar que el paquete comercial de simulación usado fue Aspen Hysys V7.0. Aspen Hysys V7.0 incluye en su base de datos las unidades de proceso necesarias para el diseño del proceso de la planta de extracción, más de 1700 compuestos puros y más de 1900 compuestos electrolíticos, listas de propiedades de cada compuesto y diversos modelos termodinámicos para realizar los cálculos de interfase en las operaciones. Con el fin de diseñar un proceso de endulzamiento que permitiera el más alto recobro de H2S en el producto de tope del contactor , fue necesario simular las condiciones de operación de la planta con los criterios operacionales estipulado obtener el resultado deseado, en este caso el recobro máximo de H2S alcanzado fue de aproximadamente de 101
fue de 1000 ppm,V, es decir, que la corriente de salida salida en el tope del contactor presenta 500 ppm,V. ppm,V. En este sentido, la metodología seguida para el desarrollo de la simulación del proceso de endulzamiento del gas natural se detalla a continuación: Componentes del sistema En este paso se seleccionaron los componentes y elementos químicos involucrados en el proceso de endulzamiento. Para ello, como se muestra en la figura 22 se activó la opción “components”, luego se hizo click en “Add” y se adicionaron al ambiente de simulación los componentes necesarios para la corrida del proceso de endulzamiento, siendo estos componentes los presentados en la tabla 4.
Figura 22 . Selección de componentes.
102
Fuente: Fernández Fernández y Ohanian Ohanian (2010)
Método termodinámico Es necesario definir el Fluid Package. Este paso es muy importante y no se debe tomar a la ligera, ya que definirá la base de la simulación. Si tenemos una buena base, tendremos una buena simulación, pero si introducimos un error desde el principio, este se agravará con el desarrollo de la simulación. Uniquac fue el método termodinámico seleccionado para la simulación de proceso de endulzamiento. Este método es usado en sistemas con mezclas que contengan H2O, alcoholes, nitrilos, aminas, ésteres, cetonas. Es generalmente el paquete mas recomendado, debido a su exactitud sobre un amplio rango de condiciones, ya que resuelve la mayoría mayoría de los sistemas de una fase, 2 y 3 fases con un alto grado de eficiencia. Para introducir el modelo termodinámico tal como se muestra en la ”, se seleccionó “ UNIQUAC” figura 23, se hizo click en el icono “ Fluid Package ”, y se hizo click en “Add” para agregarlo y luego en “OK” para aceptar.
Figura 23 . Selección del método termodinámico. Fuente: Fernández
(2010)
103
y Ohanian
Corriente de Alimentación El simulador de procesos Aspen Hysys V7.0 incluye posee una herramienta conocida como PFD , mostrada en la figura 24 ; la cual permite seleccionar las unidades y corrientes de proceso necesarias para realizar el diagrama de flujo de proceso de la simulación. Una vez seleccionadas y ubicadas las unidades de proceso en el ambiente de simulación, se clickea en el icono azul de forma de flecha denominada 'Material Stream' del menú PFD, para colocar las corrientes de proceso que unirán los equipos o unidades de proceso
Figura 24 . Menú PFD para selección de unidades y corrientes de proceso.
Fuente: Fernández y Ohanian Ohanian (2010)
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Para la corrida de la simulación es necesario proporcionar al simulador la información acerca de los componentes y condiciones de operación de la corriente de entrada o alimentación. Para ello tal como se muestra en la figura 25 y 26, se hizo doble clic en la corriente de entrada del proceso y luego seleccionamos “ composition” para agregar las fracciones molares de cada componente seleccionado al inicio de la simulación.
Figura 25 . Datos de las corrientes de alimentación.
Fuente: Fernández y Ohanian (2010)
Además se ingresaron los datos del caudal en la alimentación, presión y temperatura de operación de las corrientes denominada “ Gas” la cual constituye la entrada del sistema.
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Figura 26 . Datos de las corrientes de alimentación.
Fuente: Fernández y Ohanian (2010)
Condiciones de proceso de los equipos de la planta Para que los resultados arrojados por el simulador fueran lo más aproximados a la realidad, fue necesario suministrarle información detallada de los equipos de proceso. Para ello, se hizo doble clic en cada una de las unidades de proceso para introducir los parámetros operacionales con los cuales se deseó correr la simulación, entre los cuáles se pueden mencionar: temperaturas, presiones, carga térmica entre otros.
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Corrida de la simulación Una vez cumplido cada uno de los pasos anteriores es posible realizar la corrida de la simulación y obtener de esta manera los resultados arrojado por la misma. Para correr la simulación es necesario hacer clic en la opción "Run" ubicada en la especificación de procesos del contactor y de la torre regeneradora en la barra superior del ambiente de simulación. El diagrama de flujo del proceso de endulzamiento posterior a la corrida de la simulación se muestra en la figura 27; en ella se observa que las unidades de proceso cambiaron su color de amarillo a gris, lo cual indica que la simulación ha corrido correctamente Diagrama de flujo de proceso de la planta de endulzamiento del gas natural
Figura 27. Diagrama de flujo de proceso de la planta.
Fuente: Fernández y Ohanian (2010)
107
La figura 27 muestra el diagrama de flujo de proceso de la planta de endulzamiento del gas natural diseñada, el cual fue realizado siguiendo las instrucciones dadas anteriormente. En referencia al objetivo 3 de realizar el diagrama y descripción del proceso de la planta de endulzamiento se puede mencionar que los mismos se realizaron luego de la corrida de la simulación, y a partir de los resultados obtenidos. Por tal motivo, se presenta a continuación el diagrama de flujo en la figura 27, donde pueden observarse los equipos y corrientes de proceso de la planta de endulzamiento y la descripción del proceso de la misma. Descripción del proceso un caudal de 25 MMPCED (GAS) entra a la planta de endulzamiento a las condiciones de 1000 lpca y 120º F; inmediatamente después, este caudal pasa por un depurador (Separador) de gas, donde se remueve el contenido de líquidos que puedan estar presentes en el gas. Luego el gas (Gas hacia el contactor) fluye hacia las torre contactora (Absorbedor) amina/gas, que cuenta con 20 platos, entrando por la parte inferior y en contracorriente con la amina pobre (MDEA hacia el absorbedor) que entra por el tope de la torre a 130ºF y 995 lpca en una proporción de 60% agua y 40% de MDEA procedente de la sección de regeneración de amina. Por medio de un proceso de absorción la amina remueve los componentes ácidos del gas (H2S y CO2), hasta lograr una especificación de producto de en el gas dulce, el cual sale por el tope de la torre contactora. Las corrientes de amina rica (MDEA Rica) procedentes del fondo de las torre contactora a 1000 lpca se reduce a 90 lpca, por medio de un 108
arreglo de válvula controladora de presión y orificio restrictor, para luego se enviada (MDEA hacia TK Flash) hacia el tanque separador (Flash) , y en donde se separan los hidrocarburos líquidos (fase liviana) de la solución acuosa de amina (fase pesada), así como parte de los parte de los componentes ácidos, lo cuales se separan en fase gaseosa y son enviados al incinerador de combustión completa. Los hidrocarburos líquidos separados son enviados hacia la fosa de manejo de efluentes (Vapor) , mientras que la amina rica (Rich to L/R).fluye hacia el intercambiadores de calor (E-100). Posteriormente la solución de amina rica se envía hacia el Intercambiador (E-100) de calor de carcaza y tubo, donde se precalienta con la corriente de amina pobre (REGEN BTTMS) procedente de la torre regeneradora (T-100) de amina. La amina rica (REGEN FEED) precalentada en el intercambiador (E-100), se alimenta directamente a la torre regeneradora de amina y por la parte superior ubicado en el plato 4, la cual posee 18 platos. El gas separado en la torre (T-100) (Acid Gas) sale por el tope de la torre y es enviado a un ventilador-condensador donde se enfrían los gases ácidos de tope (H2S, CO2, trazas de amina) y se condensa parte de la solución acuosa de amina. Esta mezcla bifásica se envía hacia un tanque acumulador de reflujo. En el tanque acumulador de reflujo se separa la solución acuosa de amina condensada, la cual se recircula nuevamente a la torre (T100) , para enriquecer la corriente gaseosa, mediante una bomba de reflujo de amina, el gas se envía a posterior quema en el incinerador de combustión completa, donde se llevará a cabo el tratamiento de gas de cola. Las condiciones operacionales (temperatura y presión) de la torre regeneradora se mantienen por medio del rehervidor, equipo al que entra por los tubos aceite caliente como medio de calefacción, y por la 109
carcaza la solución acuosa de amina procedente de la torre regeneradora (T-100). La corriente rectificada (REGEN BTTMS), a la cual se le ha extraído el H2S, sale por el fondo de la torre y se envía hacia el intercambiador (E-100) en donde se enfría. Luego la solución de amina pobre (Lean from L/R) se envía al mezclador (MX-100) en el cual se mezcla con una corriente de agua (MAKEUP H2O), el cual tiene propósito ser un punto de preparación de la solución acuosa de amina, cuando se requiera compensar las pérdidas propias del proceso. La amina pobre (MDEA TO COOL) es enviando al enfriador (E-101) desde el mezclador (MX-100).Luego la amina pobre (MDEA TO PUMP) pasa a través de la bomba (PUMP) y finalmente es enviada hacia la torre contactora por medio de la bomba de alta presión. En relación con el 4 objetivo de definir el balance de masa y energía de la planta de endulzamiento gas natural, se puede mencionar que los mismos fueron extraídos de los resultados obtenidos en la simulación del proceso con Aspen Hysys V7.0. Cabe destacar, que los balances de masa y energía de las corrientes y de los equipos de proceso pueden observarse en los anexos de la presente investigación. En referencia al objetivo 5 de diseñar las dimensiones del lecho de reactor de sulfatreat® con las consideraciones operacionales de endulzamiento de gas natural por medio de estos equipos de procesos. Por tal motivo, se presenta a continuación los criterios establecidos por Westfield Inc. para una planta de endulzamiento con sulfatreat®. Diseño de reactor de sulfatreat® Se desea hacer los cálculos preliminares para un problema de lecho de sulfatreat® usando las características del gas utilizado para el diseño de la planta de MDEA. 110
Parámetros básicos para el diseño Caudal del gas: 25 MMPCED. Caudal del gas en condiciones de operación: q = 3,90 pie 3 /seg. Moles por hora que se van a retirar
H2S que va a ser removido del gas: H2S total: (0.0713) (24) (30) (3) = 154.008 lbmol, en tres meses Libras de óxido de hierro necesaria para retener el H2S:
1732.03 lbs de óxido que requiere la camada. Se desea diseñar una camada con una duración de tres meses Calcular el volumen de la camada de óxido de hierro: Seleccione lecho de l5 lbs. /bushel = 1732.03/ 15 = 115.46 pie3 de lecho Un bushel = 1 pie3 de óxido de hierro. Para propósitos de diseño se recomienda tomar el 25% de exceso:
111
Volumen real del diseño: 115.46/0.75 =154 pie3 Tomando la máxima altura recomendada para una sola camada: 10 pies
Área de la sección transversal =
= 15.5 pie2.
Ahora es conveniente verificar si la camada satisface las condiciones mínimas de diseño. Tiempo de contacto del gas en la camada: Velocidad del gas: Vg = (3.90 pie3 /seg.) / 15.5 pie2 = 0.25 pie/seg. = 15.09 pies/min. Se recomienda una velocidad no mayor a 10 pies/min para evitar la canalización de la camada. Tiempo de contacto: Tc = e / V = 10,0 pies / 0.25 pie/seg. = 40 segs. Vs 1,0 minutos. De acuerdo con la norma este tiempo de contacto es bajo. Verificar el caudal a través de la camada q = (3.90 pie3 /seg.) (3.600)/ (154 pie 3 de lecho) = 91.16 pie3 / hr por pie3 de lecho.
112
Este resultado se considera aceptable. Las cifras recomendadas varían entre 60 y 180. Verificar la deposición de H2S en el sistema
Se recomienda diseñar con un máximo de 15 granos/pie2 x min, por lo cual la deposición de H2S en el sistema no es aceptable. Seguidamente se calculará el comportamiento del lecho utilizando una concentración de 9 lbs. de óxido de hierro por pie cúbico de lecho Volumen de la camada:
Cálculo del diámetro de la camada:
Se puede seleccionar un recipiente de 5,5 pies (66") x 10 pies de longitud. Área de la sección transversal del nuevo recipiente: Área de la sección transversal =
= 23.75 pie2.
Verificar las condiciones mínimas del diseño: Vg = (3.90 pie3 /seg.) / 23.75 pie2 = 0.16 pie/seg. = 9.85 pies/min.
113
Se recomienda una velocidad no mayor a 10 pies/min para evitar la canalización de la camada. Tiempo de contacto: Tc = e / V = 10,0 pies / 0.16 pie/seg. = 62.5 segs. Vs 1,0 minutos Es mejor que el anterior por lo tanto satisface plenamente el diseño. Caudal de gas a través de la camada:
Aunque las cifras recomendadas varían entre 60 y 180, el este resultado puede considerarse aceptable. Verificar la deposición de H2S en el sistema
Esto compara favorablemente con un depósito máximo recomendado de 15 granos/pie2 x min, por lo cual la deposición de H 2S en el sistema es aceptable. En correspondencia al objetivo 6 de modelar el balance de masa del reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética se ha hecho la suposición de que las partículas del lecho sólido son aproximadamente esféricas y que en promedio tienen un radio de 0,5 mm. De esta forma el lecho se supone ideal en cuanto al tamaño uniforme de las partículas. Las reacciones en las cuales un fluido reacciona con u sólido pueden modelarse estequiométricamente mediante 114
Para el caso que compete en esta investigación se supondrá que los productos están constituidos en su totalidad por sólidos, en este caso, solo el sulfuro de hierro sólido. Y como reactivos se supondrá que el componente clave el cual se tomará para determinar la conversión es el sólido, que en este caso es el óxido de hierro (III). De esa forma la reacción estequiométrica para la reacción del sulfuro de hidrógeno con el óxido de hierro (III) resulta ser
En la cual el óxido de hierro es un compuesto sólido, el sulfuro de hidrógeno es un compuesto gaseoso, el sulfuro de hierro es sólido y el agua puede ser líquida o gaseosa dependiendo de las condiciones del reactor y la corriente de entrada, pero su estado no afecta la velocidad de reacción ni la conversión máxima posible. En teoría cinética la conversión de un reactivo cualquiera A es la cantidad de moles del componente A que han reaccionado al cabo de cierto tiempo. En consecuencia la conversión indica el número de moles de A que han desaparecido para convertirse en producto mediante la reacción. La conversión de un reactivo A si simboliza con . Según Spiel (2004) para reactores con reactivos sólidos y gaseosos se emplean las siguientes ecuaciones para representar la velocidad de reacción
En el cual el parámetro es el tiempo necesario para que se efectúe una conversión del 100% y se expresa en términos de la densidad del sólido reactivo y el coeficiente de difusión de los gases como 115
En el cual
es el radio de la partícula del reactivo sólido,
su
densidad, el coeficiente estequiométrico del sólido, es el coeficiente de difusión efectiva de las partículas gaseosas reaccionantes dentro del lecho del sólido reactivo y es la concentración molar del reactivo gaseoso (simbolizado comúnmente con ). La concentración molar del reactivo gaseoso se determina comúnmente mediante la ecuación de los gases ideales corregida mediante el factor de compresibilidad, empleando la ecuación
Para establecer el grado de conversión se debe empezar por definir la ecuación y su representación en términos de su estado termodinámico, así
Como puede apreciarse
representa al hierro,
al sulfuro de
hidrógeno, y los productos. Comenzando por la suposición de que el radio promedio de las partículas del sólido poseen un valor promedio de
Que equivalen a 1,64041994751.10-3 ft3. Y asumiendo que el coeficiente de difusión del gas de sulfuro de hidrógeno es en promedio de un valor típico de 116
Se establece también el coeficiente estequiométrico del óxido de hierro sólido (III) es de 1. Para este compuesto su densidad sólida posee el valor de
Las condiciones críticas del sulfuro de hidrógeno son dadas como
Puesto que las condiciones del gas entrada son 1000 psia y 120 ºF las condiciones reducidas del sistema para el sulfuro de hidrógeno son las siguientes
Por lo tanto empleando la ecuación de estado de Lee y Kesler el factor de compresibilidad par el sulfuro de hidrógeno resulta en el valor de
Sustituyendo en la ecuación para la densidad molar se obtiene
117
Sustituyendo los valores para determinar
se obtiene el valor
Pero puesto que el tiempo total de reacción se toma como una unidad de tiempo se tiene que y resulta la fracción
Que sustituyendo en ecuación que expresa la velocidad de reacción resulta
Al igualar a cero se obtiene la función objetivo requerido para determinar el grado de conversión de sulfuro de hidrógeno en sulfuro de hierro
Al resolver numéricamente esta ecuación empleando el método de Newton Raphson se obtiene el valor de la conversión siguiente
Lo cual representa que una fracción de del valor total del flujo molar de entrada al reactor se convierte en la reacción con el óxido de hierro. Esto quiere significar que como resultado de la reacción de las 1500 ppm de la entrada del reactor se convirtieron en sulfuro de hierro:
118
Y el total de partículas de sulfuro de hidrógeno que salen por el reactor como partículas no convertidas es de:
A continuación se presenta una tabla comparativa de los procesos de endulzamiento del gas natural mediante amina MDEA y sulfatreat Tabla 5. Comparación de los procesos de endulzamiento del gas natural mediante amina MDEA y sulfatreat Procesos de Endulzamiento
Proceso con MDEA
Proceso con Sulfatreat
Entrada de la planta
Salida de la planta
Entrada de la planta
Salida de la planta
Fracción
Fracción
Fracción
Fracción
Molar
Molar
Molar
Molar
Nitrógeno
0.0159
0.0192
0.0159
0.0159
CO2
0.0427
0.0425
0.0427
0.0427
Metano
0.6526
0.7565
0.6526
0.6526
Etano
0.1603
0.1798
0.1603
0.1603
Propano
0.0960
0
0.0960
0.0960
i-Butano
0.0082
0
0.0082
0.0082
n-Butano
0.0144
0
0.0144
0.0144
i-pentano
0.0029
0
0.0029
0.0029
n-pentano
0.0029
0
0.0029
0.0029
Hexano
0.0026
0
0.0026
0.0026
H2S (1500 ppm,V)
0.0015
0.0005
0.0015
0.0000011
H2O
0
0.0016
0
0.001499989
Total
1
1
1
1
Componentes
Fuente: Fernández y Ohanian (2010).
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Conclusión A continuación se presentan las conclusiones deducidas de la presente investigacion: Con respecto al objetivo 1 de establecer las bases y premisas de diseño de la planta de endulzamiento de amina MDEA, se concluyó que son los factores determinantes para simular el proceso de endulzamiento, en relación al objetivo 2 de la presente investigacion. Se comprobó que el uso de la herramienta de simulación es muy útil a la hora de diseñar procesos, ya que el simulador de procesos Aspen Hysys V7.0 permitió manejar las variables de operación, simplificando horas cálculos para cada equipos de la planta debido al complejidad de la misma, evitando procedimiento de ensayo y error que ocasionaría desviaciones al momento de determinar la proporciones de H2S en el producto de tope y de fondo de la torre absorbedora, los cuáles fueron de 33.33% y 66.66%, respectivamente con respecto a la alimentación . Una vez realizada la simulación pudo reseñarse la descripción paso a paso del proceso de la planta de endulzamiento de amina MDEA correspondiente al tercer objetivo de esta investigación, en la cual se detallan el comportamiento de los fluidos en cada punto del sistema, antes y después de cada equipo de proceso, realizándose posteriormente el diagrama de flujo de proceso de la planta. De la misma manera, los balances de masa y energía de las corrientes y equipos de proceso de la planta correspondientes al cuarto objetivo, permitieron conocer datos importantes de las condiciones de operación de todas las corrientes y unidades de proceso, siendo preciso el análisis de los mismos para corroborar la operación lógica y correcta de la planta.
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En este sentido, se concluye que los balances de masa y energía cumplen un papel importante dentro del diseño de plantas de endulzamiento del gas natural En referencia al objetivo de diseñar las dimensiones del lecho de reactor de sulfatreat® se presentan la siguiente conclusión: - La mejor configuración de diseño del reactor fue que las dimensiones más adecuadas para el equipo son 10 pies de longitud vertical y 5.5 pies de diámetro. Siguiendo el mismo orden de ideas, en correspondencia al objetivo de modelar el balance de masa del reactor de sulfatreat® mediante la teoría cinética para estudiar el reactivos que determinar la conversión, resultando el componente clave, que en este caso es el óxido de hierro (III). Luego de realizar el procedimiento manual estequiométrico, debido que ningún de simulador comercial posee en su base de datos el óxido de hierro (III) para poder simular las condiciones operaciones. En síntesis, del total del flujo molar de H 2S de entrada al reactor que se convierte en la reacción con el óxido de hierro es el 99.24%, significando que de las 1500 ppm, V de la entrada del reactor se convirtieron en sulfuro de hierro1489 ppm, V, evidenciando el señalamiento del proveedor de reactores de sulfatreat FLARGENT , en que la señala que el gas que sale del reactor por la parte inferior con una concentración de H2S que es próxima a 0 ppm,V durante la mayor parte de la vida útil del reactivo. En referencia al objetivo general de comparar el empleo de sulfatreat en el proceso de endulzamiento del gas natural con respecto a la amina, con la finalidad de conocer cual representa una mejor propuesta tecnológica en las industrias gasíferas venezolanas se concluye que la tecnología de de los reactores de sulfatreat proporcionó la más alta eficiencia en la recuperación de H2S en comparación a la amina MDEA con selectividad H2S, aunado a esto, el uso de reactores de sulfatreat son compactos y no necesita empleo de energía y son de bajo mantenimiento, lo cual trae como 121
consecuencia ahorros de energía y por consiguiente la reducción de los costos operacionales. Por tal motivo, se concluye como satisfactorio el empleo de sulfatreat en el proceso de endulzamiento de gas natural cumpliendo cabalmente con cada uno de los objetivos propuestos
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Recomendación De acuerdo a los resultados y conclusiones, se puede sugerir las siguientes recomendaciones: - Revisar periódicamente nuevas bibliografías o tecnologías de endulzamiento del gas natural con el fin de optimizar o establecer nuevas bases y premisas de diseño que permitan mayor eficiencia en el recobro de contaminantes. - Realizar la simulación del proceso de endulzamiento del gas natural de la planta diseñada en otros paquetes comerciales de simulación, con la finalidad de corroborar los resultados obtenidos a partir del simulador de procesos Aspen Hysys V7.0.
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