CAPITULO I 1. INTRODUCCION El gas natural es un combustible fósil gaseoso encontrado en campos de aceite, campos de gas natural y en minas de carbón. Es una de las fuentes de energía más limpias, seguras y útiles; y es un componente que abastece de energía a todo el mundo. El conocimiento de las propiedades del gas natural es un requisito fundamental para entender las diferentes etapas asociadas al manejo de este hidrocarburo, como en los diferentes procesos que conforman su cadena de valor. El gas natural es un recurso no renovable formado por una mezcla de hidrocarburos: metano (alrededor de 80%), etano (6%), propano (4%), butano (2%), junto a algunas impurezas tales como vapor de agua, compuestos sulfurados, dióxido de carbono (CO2), nitrógeno (N2) y trazas de hidrocarburos más pesados. Su composición varía de acuerdo al yacimiento de donde fue extraído. El gas natural que se recibe de los yacimientos se caracteriza por ser un gas amargo, hidratado y húmedo: amargo por los componentes ácidos que contiene, hidratado por la presencia de agua, y húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos. El procesamiento del gas natural empieza en la boca de pozo e incluye todos los procesos necesarios para la purificación del gas. Debido a esto para el uso comercial o doméstico, el gas natural debe ser tratado de manera de eliminar o disminuir la concentración de aquellos compuestos indeseados. El acondicionamiento del gas natural consta de tres procesos fundamentales:
El endulzamiento endulzamiento (elimina los componentes componentes ácidos) La deshidratación (elimina el agua) agua) Ajuste de punto de rocío (elimina los hidrocarburos hidrocarburos líquidos) líquidos)
1.1 JUSTIFICACION Mediante el diseño de un proceso de endulzamiento de gas natural se podrá establecer un procedimiento analítico, el cual permitirá obt ener la predicción del comportamiento de las variables operacionales que luego podrán ser validadas con los parámetros preestablecidos para el funcionamiento óptimo de una planta.
1.2 OBJETIVO GENERAL Generar un gas dentro de norma para el transporte, comercialización y distribución de tal forma que se cumpla con los requerimientos establecidos, removiendo los gases ácidos del mismo.
1.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Describir las características y efectos de un gas acido. Conocer el proceso de de endulzamiento endulzamiento mediante mediante la absorción. absorción. Establecer el contenido permisible permisible de componentes ácidos en el gas natural. Eliminar un un componente componente gaseoso no deseado.
1.4 IDEA A DEFENDER Conocer la importancia sobre la remoción de gases ácidos presentes en el gas natural, a través de un disolvente químico como la AMINA que es menos contaminante y que se lo puede regenerar.
1.5 MARCO TEORICO El proceso de endulzamiento de gas natural se refiere a la purificación del gas natural, eliminando especialmente el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, debido a que son altamente corrosivos en presencia de agua y tienen un impacto negativo en la capacidad calorífica del gas natural. Dicha operación involucra la remoción de las impurezas presentes en la fase gaseosa. La absorción de un líquido es una operación unitaria muy importante para la purificación del gas natural, en la cual los componentes de una mezcla gaseosa son disueltos selectivamente en un líquido. Esta operación se realiza generalmente en torres verticales que en su interior tienen platos, empaques y otros dispositivos que aumentan el contacto entre ambas fases la cuales fluyen a contra corriente. Existen dos principales tipos de absorción que se emplean en el proceso de gas natural: absorción física y absorción química, ambas son capaces de remover los gases ácidos. En la absorción participan por lo menos tres sustancias: el componente gaseoso a separar (absorbato), el gas portador y el disolvente (absorbente). Se diferencia tres partes importantes en el proceso de absorción: el gas portador, el cual va a ser limpiado o purificado, el líquido lavador, que va a disolver las impurezas y el componente gaseoso a separar.
1.2 OBJETIVO GENERAL Generar un gas dentro de norma para el transporte, comercialización y distribución de tal forma que se cumpla con los requerimientos establecidos, removiendo los gases ácidos del mismo.
1.3 OBJETIVOS ESPECIFICOS
Describir las características y efectos de un gas acido. Conocer el proceso de de endulzamiento endulzamiento mediante mediante la absorción. absorción. Establecer el contenido permisible permisible de componentes ácidos en el gas natural. Eliminar un un componente componente gaseoso no deseado.
1.4 IDEA A DEFENDER Conocer la importancia sobre la remoción de gases ácidos presentes en el gas natural, a través de un disolvente químico como la AMINA que es menos contaminante y que se lo puede regenerar.
1.5 MARCO TEORICO El proceso de endulzamiento de gas natural se refiere a la purificación del gas natural, eliminando especialmente el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, debido a que son altamente corrosivos en presencia de agua y tienen un impacto negativo en la capacidad calorífica del gas natural. Dicha operación involucra la remoción de las impurezas presentes en la fase gaseosa. La absorción de un líquido es una operación unitaria muy importante para la purificación del gas natural, en la cual los componentes de una mezcla gaseosa son disueltos selectivamente en un líquido. Esta operación se realiza generalmente en torres verticales que en su interior tienen platos, empaques y otros dispositivos que aumentan el contacto entre ambas fases la cuales fluyen a contra corriente. Existen dos principales tipos de absorción que se emplean en el proceso de gas natural: absorción física y absorción química, ambas son capaces de remover los gases ácidos. En la absorción participan por lo menos tres sustancias: el componente gaseoso a separar (absorbato), el gas portador y el disolvente (absorbente). Se diferencia tres partes importantes en el proceso de absorción: el gas portador, el cual va a ser limpiado o purificado, el líquido lavador, que va a disolver las impurezas y el componente gaseoso a separar.
1.6 MARCO CONCEPTUAL GASES ACIDOS.- 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. ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL.- Este proceso se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural, debido a que estos compuestos son gases que pueden ocasionar problemas en el manejo y pr ocesamiento del gas. ABSORCION DEL GAS NATURAL.- La absorción es una operación unitaria de transferencia de materia que se utiliza para eliminar uno o varios componentes de una corriente gaseosa utilizando un disolvente.
1.7 COMPOSICION DEL GAS NATURAL No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente entre sí. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar problemas operacionales. Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente, corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de – 154°C, el etano con un punto de ebullición de –89°C, puede estar presente en cantidades de hasta 10%; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta – 42°C, representa un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes. La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes, aunque también puede ser expresada en porciento mol, en porciento volumen o porciento peso.
La composición real de una determinada mezcla de gas natural se obtiene y aprecia por medio del análisis cualitativos y cuantitativos. Estos análisis enumeran los componentes presentes y el porcentaje de cada componente en la composición total. Además de los hidrocarburos presentes, por análisis se detecta la presencia de otras sustancias que merecen atención, debido a que pueden ocasionar trastornos en las operaciones de manejo, tratamiento y procesamiento industrial del gas natural.
CLASIFICACIÓN
De acuerdo a la cantidad de hidrocarburos gaseosos e impurezas presentes la composición del gas natural se puede clasificar en: Gas húmedo.- Es aquel que contiene principalmente metano así como otros hidrocarburos que son licuables a temperatura y presión ambiente, puede contener vapor de agua. pobre o Gas seco.- Contiene pequeñas cantidades de Gas hidrocarburos diferentes al metano. No contiene vapor de agua. Gas amargo.- Contiene impurezas de ácido sulfhídrico (H2S), y dióxido de carbono (CO2) denominados gases amargos. Gas dulce.- Producto de la remoción o eliminación de compuestos amargos mediante el proceso de endulzamiento.
CAPITULO II 2. GASES ACIDOS
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.
2.1 CLASIFICACION DE LOS GASES ACIDOS El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), bióxido de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e hidratado; amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra desde los yacimientos. Al H2S y al CO2 se les denomina gases ácidos del gas natural. En muchos campos de donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los cuales le dan la denominación de “amargo”.
ÁCIDO SULFHÍDRICO: También conocido como sulfuro de hidrógeno, tiene la característica de tener un desagradable olor y ser muy tóxico. Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o sus médicos).
DIÓXIDO DE CARBONO: Es un gas incoloro e inodoro, que a concentraciones bajas no es tóxico pero en concentraciones elevadas incrementa la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación. El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser ácida como resultado de la formación de ácido carbonilo, he aquí la propiedad corrosiva que el CO2 presenta en presencia de agua. El gas natural disminuye su poder calorífico. El poder calorífico depende de la composición química; entre mayor sea la cantidad de hidrocarburos más pesados que el metano que contenga o lo constituyan, mayor será su poder calorífico.
LOS MERCAPTANOS (RHS): Los mercaptanos son compuestos que tienen su origen en los compuestos azufrados, también reciben el nombre de tioles. Estos, componentes suelen desarrollarse a partir del sulfuro de hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno se produce en forma natural, ahora si no se establecen claramente las cantidades
necesarias, en lugar de producir sulfuro de hidrógeno se puede obtener un mercaptano,
EL NITRÓGENO (N2): Este elemento se encuentra presente en el gas natural que ocasiona una reducción en su valor calorífico, en grandes concentraciones genera la formación de Óxidos de Nitrógeno (NO) al momento de la combustión misma, lo que puede conducir a la formación de Ozono (O3) en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión al combinarse radicales de nitrógeno, procedentes del propio combustible o bien, del propio aire, con el oxígeno de la combustión. Este fenómeno tiene lugar en reacciones de elevada temperatura, especialmente procesos industriales y en motores alternativos, alcanzándole proporciones del 95-98% de Oxido de Nítrico (NO) y del 2-5% de Dióxido de Nitrógeno (N02).
OTRAS IMPUREZAS SON: El monóxido de carbono. El nitrógeno. Disulfuro de carbono. Mercaptanos El sulfuro de carbonilo El vapor de agua
2.2 EFECTOS DE LOS GASES ACIDOS Los gases ácidos del gas natural requieren de un estudio minucioso de eliminación, son los principales causantes de problemas en las plantas de GNL. Es importante conocer los efectos de los gases ácidos principales.
DIÓXIDO DE CARBONO (CO2): El dióxido de carbono es altamente soluble en agua, que favorece la formación de ácido carbónico (H2CO3) que al combinarse con el hierro del acero puede dar lugar a una incrustación, efecto de la corrosión denominada Siderita (FeCO3). Sorprendentemente, a temperaturas bajas el CO2 no es corrosivo en ambiente seco, sin embargo cuando aumenta la humedad hasta un 60%-70% es altamente corrosivo. Una pequeña cantidad de CO2 en ambiente húmedo puede aumentar la velocidad de corrosión del acero a una temperatura de 40ºC.
SULFURO DE HIDRÓGENO (H2S): El sulfuro de hidrógeno tiene su origen en la formación del yacimiento. Es un problema muy común en las plantas que genera corrosión, y acorta la vida útil de los equipos. Las zonas principalmente propensas a la corrosión por H2S
son: el regenerador, los separadores y el circuito de solución de aminas. La corrosión provocada por el H2S se manifiesta formando una película negra sobre el material que normalmente frena la corrosión y en algunos casos puede llegar a ocultar el daño producido al material, que sólo puede ser descubierto durante las tareas de limpieza. El H2S es altamente tóxico para las personas y los animales, el manejo de esta sustancia ha de estar supeditado a procesos de seguridad ambiental.
EL NITRÓGENO: Este elemento se encuentra presente en el gas natural que ocasiona una reducción en su valor calorífico, en grandes concentraciones genera la formación de Óxidos de Nitrógeno al momento de la combustión misma, lo que puede conducir a la formación de Ozono en la atmósfera y resultan en compuestos contaminantes. Los óxidos de nitrógeno se producen en la combustión al combinarse radicales de nitrógeno, procedentes del propio combustible o bien, del propio aire, con el oxígeno de la combustión. Este fenómeno tiene lugar en reacciones de elevada temperatura, especialmente procesos industriales y en motores alternativos, alcanzándole proporciones del 95-98% de Oxido de Nítrico (NO) y del 2-5% de Dióxido de Nitrógeno.
DISULFURO DE CARBONO: Es un compuestos con alto grado de toxicidad, en la industria de los hidrocarburos participa en forma activa, en la gran mayoría de los proceso de corrosión, causando un grave problema de impacto ambiental.
EL VAPOR DE AGUA: Es una de las impurezas más común en el gas natural puede causar una serie de problemas operacionales, como por ejemplo interrupción del flujo de gas o bloqueo de válvulas e instrumentos por formación de hidratos de gas, como también participa en la reducción del valor calorífico del gas, y también causa corrosión interna en las instalaciones por acción entre el dióxido de carbono u sulfuro de hidrógeno, los cuales reaccionan con el agua condensada.
CAPITULO III
3. FACTORES DE SELECCIÓN DEL SISTEMA DE ENDULZAMIENTO Los factores más importantes son: Tipo y concentración de impurezas en el gas acido a remover. Es el factor primordial para realizar una selección del proceso más adecuado, en la figura 2.2 se muestran las relaciones entre el gas de entrada y el gas de salida. Temperatura, presión y volumen de gas que será procesado. Estos parámetros Establece el diseño de las plantas de endulzamiento, al definir el tamaño de la Planta y los equipos necesarios. Las especiaciones del gas amargo y del gas dulce según sea el caso (Consultar en el apéndice E). Factores económicos (inversión, capital de operación, VPN). Regulaciones de contaminantes en el ambiente. Corrosión.
3.1 PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL Los procesos para eliminar las sustancias ácidas del gas natural se conocen como procesos de endulzamiento del gas natural, y se realizan utilizando algún absorbente de las sustancias ácidas. 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 CO2, deben cumplir con la economía del proceso; es decir, que la sustancia absorbente usada pueda ser
recuperada y reutilizada en circuito cerrado. Las principales razones para remover los contaminantes del gas natural son:
Seguridad del proceso que se realiza. Control del proceso de corrosión. Especificaciones de los productos producidos en un proceso. Impedir la formación de hidratos. Disminuir los costos del proceso de compresión. Satisfacer las normas de gestión ambiental. Evitar el envenenamiento de los catalizadores.
3.2 ¿EN QUE CONSISTE UN PROCESO DE ENDULZAMIENTO? Este proceso se hace con el fin de remover el H2S y el CO2 del gas natural, debido a que estos compuestos son gases que pueden ocasionar problemas en el manejo y procesamiento del gas, así como también problemas de corrosión, olores perniciosos, emisiones de compuestos causantes de lluvia ácida, entre otros. Es importante realizar el proceso de la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, en especial el Sulfuro de Hidrógeno (H2S) y Dióxido de Carbono (C02). Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (C0S) y el Disulfuro de Carbono (CS2), 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 3 elementos, es muy posible que el proceso de endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal proceso de los endulzadores o sustancias que eliminan los gases ácidos de la corriente de gas natural. Otro de los objetivos de este proceso es el 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.
3.3 TIPOS DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO Hay más de 30 procesos desarrollados para quitar los gases ácidos. De acuerdo a los métodos y productos utilizados, estos procesos pueden clasificarse del siguiente modo:
3.3.1 PROCESOS EN TANDAS, O BACHES Como por ejemplo la esponja de hierro, o Chemsweet o Sulfacheck, y la soda cáustica. Como no es posible recuperar el reactante, su uso se limita a quitar pequeñas cantidades de sulfuros, ya sea en pequeños caudales o pequeñas concentraciones de sulfuro de hidrógeno.
ESPONJA DE HIERRO
Es el proceso más antiguo y más ampliamente usado. Consiste en torres cuyos lechos están formados por astillas o virutas de madera, impregnadas con óxido férrico hidratado (Fe2O3), y carbonato de sodio para controlar el pH.Estas astillas se cargan por el tope, a través de la entrada de hombre y se van colocando sobre una placa de soporte perforada, de una manera cuidadosa. El gas a ser tratado entra por el tope del recipiente y es direccionado mediante un distribuidor de entrada. A medida que va pasando por el lecho, va reaccionando con las astillas, y deja el proceso de endulzado por el fondo del recipiente.
CHEMSWEET
Es un proceso NATCO. Consiste en un polvo blanco, producto de una mezcla de óxido de zinc, acetato de zinc y un dispersante para mantener las partículas de óxido de zinc en suspensión. Se mezcla una parte con cinco partes de agua, lo cual disuelve al acetato y provee una fuente controlada de iones de zinc que reaccionan instantáneamente con los iones del bisulfuro y el sulfuro que se forma cuando el sulfuro de hidrógeno se disuelve en agua. El óxido de zinc vuelve a rellenar el acetato de zinc.
3.3.2 SOLUCIONES ACUOSAS DE AMINAS
Como la monoetanolamina, dietanolamina, diglicolamina, metildietanolamina, Amine Guard, Ucarsol, Flexsorb y otras. Como estas soluciones pueden regenerarse pueden ser usadas para quitar grandes cantidades de sulfuros, y también CO2 cuando es necesario.
3.3.3 SOLUCIONES MIXTAS (Mezclas de una amina, un solvente físico y agua), como los procesos Sulfinol, Ucarsol, Flexsorb y Optisol. Pueden tratar grandes cargas de gas ácido.
3.3.4 SOLVENTES FÍSICOS Como Selexol, Rectisol, Purisol, Fluor Solvent. Pueden regenerarse sin calor y secar, simultáneamente el gas. Se usan mayormente para remover el grueso del CO2 generalmente en las plataformas.
SELEXOL
Su uso primario es para corrientes de gas natural. No se lo usa para gases sintéticos. Se lo usa en muchas instalaciones para remoción en masa de CO2 y ahora último para remoción simultánea del H2S. Es una mezcla de dimetil éteres de glicoles de polietileno, generalmente desde el trímero hasta el hexámero. Es no tóxico, alto punto de ebullición, puede usarse en equipos de acero al carbono, y es un excelente solvente para gases ácidos, otros gases sulfurosos, hidrocarburos pesados y aromáticos.
RECTISOL
El solvente en este proceso es Metanol, cuya alta volatilidad requiere que la torre de contacto esté a muy bajas temperaturas, por ejemplo de 0 a – 70 º F. Esto limita su aplicabilidad a corrientes de gas natural muy livianas. Se lo usa mayormente para tratar gases de síntesis en Europa, y el rango de aplicación está entre –30 a –100 º F. Existen procesos adicionales incluyen recuperar hidrocarburos de las corrientes de H2S y CO2.
PURISOL
Es un solvente excelente para H2S, CO2, H2O, RSH, hidrocarburos y desgraciadamente muchos elastómeros. También es muy selectivo hacia el H2S. Tal como el Rectisol, se lo usa para tratar gases sintéticos en Europa.
SOLVENTE FLÚOR
Este proceso usa carbonato de propileno para quitar H2S, CO2, COS y RSH del gas natural.
No es selectivo hacia el H2S. Todos los tipos de compuestos de azufre pueden reducirse a 4 ppm o menos. Además puede quitar agua de las corrientes de gas natural. Es decir, en un solo paso es posible acondicionar y deshidratar el gas a especificaciones de gasoducto. Sin embargo el uso principal ha sido como una alternativa al Selexol para remoción en masa de CO2, no siendo usado para tratar menos que un 3 % de CO2.
3.3.5 SOLUCIONES DE CARBONATO DE POTASIO CALIENTE Como los procesos Hot Pot, Catacarb, Benfield y Gianmarco-Vetrocoke. Son solventes químicos parecidos a los solventes físicos. Endulzamiento con carbonato de potasio-. Este proceso comprende una absorción estándar con una solución de carbonato de potasio y despojo, con vapor a presión atmosférica. El proceso de absorción se controla esencialmente por el líquido y depende de las tazas de difusión a través de las interfaces líquido – vapor y la reacción con la sal de carbonato.
3.3.6 OXIDACIÓN DIRECTA O TRANSFORMACIÓN EN AZUFRE Como los procesos Stretford, Sulferox Lo Cat. etc. Estos procesos eliminan las emisiones de H2S. Proceso de endulzamiento y recuperación de azufre-. La eliminación del ácido sulfhídrico o sulfuro de hidrogeno que acompaña al gas, y que se separa en la destilación atmosférica el que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos de hidrotatamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería.
3.4 OTROS PROCESOS DE ENDULZAMIENTO PROCESO DE ADSORCIÓN Este es un proceso de separación para remover impurezas basadas en el lecho de que ciertos materiales altamente porosos fijan ciertos tipos de moléculas en su superficie. 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 general el orden de adsorción es agua; H2S y CO2.
PROCESO DE CONVERSIÓN DIRECTA Consideraremos sólo los procesos usados para quitar H2S del gas natural. Esto elimina lo que se llama la limpieza del gas de cola, donde dos moles de H2S se los hacen reaccionar con un mol de SO2.
Estos procesos utilizan reacciones de oxidación – reducción que involucra la absorción de H2S en una solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja.
PROCESO DE ENDULZAMIENTO POR MALLAS MOLECULARES Se pueden utilizar para absorber físicamente los gases ácidos y luego se regeneran utilizando elevadas temperaturas o disminuciones de la presión.
REMOCIÓN CON MEMBRANAS La separación por membranas es el desarrollo más reciente y a pesar del receso económico, su uso sigue aumentando. La separación se logra aprovechando la ventaja de las diferencias de afinidad / difusividad ya que el ácido H2O; H2S y CO2 son altos difusores, esto indica que pueden pasar a través de una membrana con mayor facilidad que los hidrocarburos, con la misma fuerza motriz. Esto permite separar las impurezas del gas natural
DESTILACIÓN CRIOGÉNICA
El proceso criogénico recibe gas dulce húmedo de las plantas endulzadoras de gas y en algunos casos directamente de los campos productores, el cual entra a una sección de deshidratado, donde se remueve el agua casi en su totalidad, posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistema de refrigeración mecánica externo.
CAPITULO IV 4. ABSORCION DE GASES ACIDOS La absorción es una operación unitaria de transferencia de materia que se utiliza para eliminar uno o varios componentes de una corriente gaseosa utilizando un disolvente.
Por absorción se entiende al proceso de retención de gases o vapores por líquidos, de una sustancia por otra Líquida. Estos procesos se caracterizan porque el gas agrio se pone en contacto en contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con los gases ácidos. El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con carbonato. Este proceso se puede clasificar en tres tipos:
Proceso de absorción con solventes químicos. Proceso de absorción con solventes físicos. Proceso de absorción con solventes híbridos o mixtos.
4.1 PROCESO DE ABSORCIÓN CON SOLVENTES QUÍMICOS
En 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 o disminución de la presión de sistema, con la cual se libera los gases ácidos y se regenera el solvente, el cual se hace recircular a la unidad de absorción. El componente activo del solvente puede ser un alcanolaminas o una solución básica. En general los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de los gases ácidos, aun cuando se trate de gas de alimentación con baja presión parcial de C02 . Dentro de las principales desventajas se tiene la alta demanda de energía, la natural y corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas acido en solución, tales como: las reacciones químicas son reguladas por la estequiometria.
¿QUE SON LAS AMINAS? Son compuestos químicos orgánicos que se consideran como derivados de amoniaco (NH3) y resultan de la sustitución de los hidrógenos.
CARACTERÍSTICAS:
Al ser compuestos polares son solubles en el agua. Compuestos que se oxidan con facilidad. Tienen un olor similar al amoniaco. Son compuestos altamente tóxicos.
4.1.1 PROCESO DE ENDULZAMIENTO CON AMINAS El objetivo del sistema de tratamiento de gas, es remover el exceso del dióxido de carbono, a través de su tratamiento con una solución de amina. La remoción del dióxido de carbono, es sumamente importante, porque el dióxido de carbono reduce el poder calorífico del gas natural. El dióxido de carbono, también es ácido y en consecuencia corrosivo en presencia de agua libre. El tratamiento de gas con aminas, también conocido como eliminación del gas ácido y endulzamiento, es un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de varias aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) de los gases. Es un proceso usado en refinerías de petróleo, plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias. Los procesos consisten en la absorción del gas por soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura ambiente.
VENTAJAS: La ventaja de estos procesos es que la solución que hace el tratamiento puede ser regenerada y recirculada, por lo que puede usarse para quitar grandes cantidades de sulfuros, y también CO2 cuando es necesario. Hay otras varias ventajas, entre ellas: Remoción completa de gases ácidos desde concentraciones medias a altas, aún a caudales de gas altos, con consumos despreciables del reactante. Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro removido, comparado con los procesos en tandas. La composición de la solución puede prepararse de acuerdo a la composición del gas ácido. Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos también pueden ser quitados cuando se añade un solvente físico a la solución de amina.
DESVENTAJAS: Las desventajas son:
Alta inversión de capital, comparada con los procesos de baches. Los costos de operación y mantenimiento son significativos. Algunos de los procesos como el Sulfinol, o el Flexosorb, requieren licencia o pago de patentes.
4.1.2 TIPOS DE AMINAS PARA TRATAR EL GAS Hay muchas aminas usadas para tratar el gas:
Monoetanolamina – MEA Dietanolamina – DEA Metildietanolamina – MDEA Disopropilamina – DIPA Diglicolamina - Econoamina (DGA)
MONOETANOLAMINA (MEA) Está compuesta es una amina primaria, es un líquido de color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal. Fue la primera amina usada para estos procesos. Se la emplea a menudo cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es decir, para bajas presiones y / o bajas concentraciones del gas ácido. La MEA es una amina primaria, la de peso molecular más bajo. Por consiguiente es la más reactiva, corrosiva y volátil. Por eso se la usa en soluciones relativamente diluídas, tiene las pérdidas por evaporación más altas, requiere más calor para su regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más bajo. Las aminas primarias forman ligaduras más fuertes con los aniones de gas ácido, que las aminas secundarias y terciarias. Es por ello que el proceso de regeneración, que implica la descomposición de las sales formadas durante la absorción de los gases, es más difícil. La corrosión y la formación de espuma son los principales problemas operacionales de la MEA.
DIETANOLAMINA (DEA) Es el solvente endulzante más ampliamente usado. Si se lo compara con la MEA, tiene calores de reacción más bajos con el H2S y con el CO2, es menos
corrosivo y puede usarse en concentraciones más altas con cargas más grandes de gases ácidos. Esto se traduce en una tasa de circulación reducida, que significa costos de capital y operación menores. La DEA también es muy resistente a la degradación producida por los RSH y COS. Su mayor desventaja es la incapacidad de desprenderse del CO2, y el precio, que en algunos casos es aventajado por nuevos procesos. Hay una adaptación al proceso, llamada SNPA, desarrollada por la Elf-Aquitaine, que logra cargas de gas ácido mucho más altas, algo de 0,7 moles de gas/mol de DEA, sin corrosión excesiva. Pero necesita altas presiones parciales del gas ácido de entrada, alrededor de 4 atmósferas, por lo que no se puede aplicar en todos los casos. En la industria petrolera, tanto la DEA como su homólogo la metildietanolamina, son utilizadas como extractor de dióxido de carbono y de sulfuro de hidrógeno, en torres de absorción.
USOS Los usos de la DEA son variados, entre los cuales están: Como disolvente Como un intermedio para la fabricación de materias primas para detergentes, aditivos de cemento, pesticidas y aceites de perforación y corte (refrigerantes) Como un catalizador en la producción de poliuretanos Como un aditivo para cemento Como un absorbente para el sulfuro de hidrógeno (H 2S) y dióxido de carbono (CO2) en los procesos químicos (lavado amina) En productos farmacéuticos o de productos para el hogar, como humectante En cosméticos, como estabilizador de pH
DISOPROPANOLAMINA (DIPA) Es una base fuerte, por lo que reacciona violentamente con ácidos fuertes. Asimismo reacciona de forma enérgica con agentes oxidantes, con peligro de fuego o explosión. Puede atacar ciertos tipos de plástico Los requerimientos de vapor de agua son bajos, bajas tasas de corrosión, y es apropiado para gases que contengan COS. Se lo usa para sacar el H2S y el COS del gas licuado LPG. Sin embargo la degradación irreversible producida por el CO2 y el COS es mayor que para la MEA, DEA o DGA, lo cual significa menor cantidad de solución que puede ser regenerada en el proceso.
DIGLICOLAMINA (DGA) Es una amina primaria con igual peso molecular que la DEA. Es muy apropiada para climas fríos, por cuanto las soluciones congelan bastante más abajo que el punto de congelamiento de soluciones de DEA y de MEA. Una solución al 65% de DGA congela a – 40º F. Una solución de MEA al 20% congela a 15 º F, y una solución de DEA al 30% congela a 20 º F. Es parecido a la MEA, apropiado para tratar corrientes gaseosas con bajas presiones parciales de los gases ácidos. y necesita de un recuperador para completar la regeneración. Asimismo presenta una gran afinidad por compuestos sulfurosos orgánicos.
METILDIETANOLAMINA (MDEA) Es un líquido claro, incoloro o líquido amarillo pálido con olor amoniacal. Es miscible con agua, alcohol y benceno. La metildietanolamina es generalmente conocida como MDEA. La MDEA es una amina terciaria y es ampliamente utilizado como agente endulzador en refinerías, plantas de gas natural y plantas de gas de síntesis. Las aminas terciarias tienen una selectividad por el H2S sobre el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases ácidos. Esta propiedad selectiva es bien aprovechada para graduar el contenido de H2S en el gas de alimentación de las plantas de azufre, o bien para quitar el H2S del CO2, cuando se va a usar este último en proyectos de inyección. Además necesitan la menor cantidad de calor para regenerarse, porque pueden usarse al 50% con cargas de gas ácido de 0.4 mol/mol, tienen los más bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el calor específico más bajo. Las pérdidas de solvente son muy bajas y el punto de congelamiento es de unos 25 º F. La MDEA también forma parte de muchas formulaciones de solventes especiales.
SOLVENTES ESPECIALES
Se ha desarrollado una gran familia de productos en los últimos años, todos ellos basados en las alcanolaminas. Son mezclas de solventes con inhibidores de corrosión que permiten aumentar las concentraciones, hasta un 30 % para la MEA y un 50 % para la DEA, reduciendo así la tasa de circulación de las aminas y el calor requerido para la regeneración en forma sustancial.
4.1.3 COMPONENTES UTILIZADOS EN EL ENDULZAMIENTO CON AMINAS UN SEPARADOR DE ENTRADA La principal función de este separador es eliminar los contaminantes que llegan junto al gas de alimentación, entre los cuales se encuentran hidrocarburos líquidos, partículas sólidas, agua y químicos utilizados en el tratamiento del gas. Si estos contaminantes no fuesen separados, podrían causar graves problemas de contaminación al proceso de endulzamiento.
EL ABSORBEDOR O CONTACTOR 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 gas que sale por el tope de la torre es gas tratado, el cual debe de salir con muy poca cantidad de gas ácido, lógicamente esto dependerá de la eficiencia del proceso de endulzamiento, y por ende la eficiencia de los procesos, que dependen del endulzamiento, ya que otros procesos, serán severamente afectados, por la ineficiencia del proceso de endulzamiento. Esta torre Absorbedora cuenta con 20 platos en los cuales la solución de DEA pobre se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada a la planta endulzadora. El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al separador del gas combustible, el cual cuenta con una malla separadora para asegurar la recuperación de la DEA que el gas haya podido arrastrar.
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 psig, y se opera a una presión de 75 psig. El propósito principal de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución.
REGENERADOR
Este aparato es la columna en la cual se separa el gas ácido de la solución consta de un acumulador de reflujo, en el cual se condensa el agua que regresa al regenerador por la parte superior, y de un rehervidor, que sirve para suministrarle el calor a la torre. El principal objetivo del regenerador 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.
INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA- AMINA El principal objetivo de este aparato es aprovechar el calor que viene de la amina pobre que sale del regenerador. La solución pobre que sale del rehervidor se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor se calienta hasta aproximadamente 190°F. Se recomienda no separar el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, si esto ocurre el proceso de corrosión se incrementa en grandes proporciones. Estos son usualmente intercambiadores tipo carcasa/tubos con amina rica altamente corrosiva circulando a través de los tubos. El propósito de estos intercambiadores es el reducir la carga del rehervidor al entregar cierta parte del calor sensible necesario para la amina pobre. Un intercambiador de calor tipo carcasas se puede describir de un modo muy elemental como un equipo en el que dos corrientes a distintas temperaturas fluyen sin mezclarse con el objeto de enfriar una de ellas o calentar la otra o en su defecto ambos procesos al mismo tiempo. Este equipo es uno de los más usados en la industria, debido a que la operación de enfriamiento o calentamiento es inherente a todo proceso que maneje energía en cualquiera de sus formas.
TANQUE DE ABASTECIMIENTO
Este aparato se utiliza para almacenar la solución pobre. Se recomienda tener una constante observación para mantener el nivel de concentración de amina, en vista que si la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona en forma ineficiente. También se debe de tener en cuenta, que si la solución de amina entra en contacto con el aire, esta reaccionará con el oxígeno, perdiendo con ello la habilidad para la remoción de los componentes ácidos del gas, luego se debe tener cuidado, para que no entre aire o entre al tanque de abastecimiento.
BOMBA DE LA SOLUCIÓN POBRE Aquí ocurre el abastecimiento a la bomba, por lo cual se incrementa 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.
RECUPERADOR O RECONCENTRADOR Este aparato es como un rehervidor adicional, que se utiliza para regenerar la solución. En este recipiente la amina se evapora y regresa a la torre de regeneración, dejando en el recuperador, los sólidos y demás elementos indeseables que dañan la solución. La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre. Una concentración de 0,5 al 5% P/P de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es controlado por un controlador de nivel.
FILTROS Este aparato tiene como objetivo filtrar las impurezas. A medida que la solución circula a través del sistema, recoge partículas que se forman como producto de la corrosión. Estas partículas sólidas puedan causar formación de espuma en el absorbedor y en el regenerador. Por lo tanto, se debe incluir un filtro en la solución pobre, con el cual se remueven los sólidos y otros contaminantes. El filtro El carbón activado es un producto que posee una estructura cristalina reticular similar a la del grafito solo que el orden en la estructura del carbón activado es menos perfecta; es extremadamente poroso En fase líquida se utiliza tanto el carbón activado en polvo como el granular y, en casos muy particulares.
ENFRIADOR DE LA SOLUCIÓN POBRE Este es una especie de intercambiador de calor adicional, tal como la solución pobre que sale del regenerador, por lo general tiene una temperatura muy alta, luego no se puede introducir de esa forma al equipo denominado absorbedor, porque disminuye la capacidad de retención de componentes ácidos.
4.2 PROCESO DE ABSORCIÓN CON SOLVENTES FÍSICOS Estos procesos se caracterizan por su capacidad de absorber de manera preferencial diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos. Aquí el proceso tiene mayor efectividad, cuando se trabaja con una alta presión parcial del gas ácido y bajas temperaturas. En la absorción física de gases no hay reacción química entre los gases y la disolución. La absorción depende únicamente de la solubilidad del gas, y por lo tanto de la presión parcial del mismo. A baja presión parcial, la capacidad de absorción de los absorbentes físicos es considerablemente inferior a la de los químicos, pero la cosa cambia cuando la presión parcial es suficiente. Por lo tanto la absorción física se suele emplear en procesos de alta presión.
4.3 PROCESO DE ABSORCIÓN CON SOLVENTES HÍBRIDOS O MIXTOS Estos procesos trabajan con combinaciones de solventes químicos y f ísicos, es lógico que se presenten de ambos. La regeneración del solvente se logra por separación en etapas múltiples y fraccionamiento. Estos solventes pueden remover los gases ácidos, incluso el COS; CS2 y mercaptanos. La regeneración de estos solventes se logra por separación en múltiples etapas y fraccionamiento. Dependiendo de la composición del solvente puede remover de la corriente otros gases ácidos.
4.4 SISTEMA DE ABSORCIÓN El sistema de procesamiento de gas a alta presión consiste en un depurador de entrada, una torre de contacto y un separador de salida. El depurador o separador de entrada quita los baches y gotas de hidrocarburos condensados, agua producida, inhibidores de corrosión y químicos de los tratamientos de los pozos que vienen con la corriente de gas agrio. Debe estar colocado tan cerca como sea posible del contactor de amina. Puede ser complementado, pero nunca reemplazado, por un depurador integral colocado dentro de la torre absorbedora. Los líquidos de acarreo son la fuente más común de contaminación para todos los procesos de endulzamiento. La mayoría de las torres absorbedoras usan platos para contactar el gas agrio con la solución de amina. Sin embargo se usan también las columnas empacadas para pequeñas aplicaciones. El diseño normal son 20 platos tipo válvulas, con una almohadilla atrapa-nieblas por encima del plato superior. El espaciamiento típico entre platos es de 18 a 24 pulgadas, y la distancia entre el plato superior y demister es de 3 a 4 pies.
Algunos contactores tienen un lavado de agua que consiste de dos a cinco platos por encima del plato de alimentación de la amina. Esto elimina el acarreo de amina, a la vez que añade agua a la preparación de manera conveniente, y se usa a menudo en unidades de MEA a baja presión. El mejor modo de monitorear el comportamiento del absorbedor y de detectar el espumamiento es por medio de una celda de presión diferencial conectada a la entrada y a la salida del gas. En ese caso debe incluirse las correspondientes conexiones. El área transversal del contactor se dimensiona para l as tasas de flujo de gas y amina. Verificar el punto de rocío a los hidrocarburos en el contactor, tanto a las condiciones de salida como a las de entrada. Recordar que el punto de rocío aumenta a medida que se va quitando los gases ácidos, y la condensación de los hidrocarburos es una de las causas que producen excesivo espumamiento. Verificar si hay condensación retrógrada en la torre absorbedora. La condensación de los hidrocarburos puede resultar de una elevación de temperatura o de una caída de presión en el contactor. El separador de salida quita cualquier acarreo de líquidos del gas dulce y previene la contaminación del equipamiento aguas abajo. También sirve para detectar espumamiento excesivo en el contactor.
CAPITULO V 5. SISTEMA DE REGENERACION DE LA SOLUCION ABSORBENTE El sistema de regeneración consiste de un tanque flash, intercambiador de calor amina pobre/ amina rica, columna destiladora de despojamiento, filtros del rehervidor y enfriador aéreo. También hay reflujo, elevadores de presión y
bombas de circulación. Y las aminas primarias requieren un recuperador. La solución de amina absorbe HC como también los gases ácidos en la torre de contacto. Estos se flashean cuando se reduce la presión.
5.1 EL TANQUE DE FLASHEO (O VAPORIZACIÓN) Provee el tiempo de residencia para esta separación de gas de la solución de amina rica. La absorción de HC depende de la composición de entrada y de la presión. Para un gas ácido pobre, la regla es de 2 scf/gal. Se recomienda tiempos de residencia de 10 a 15 minutos para una unidad de dos fases, y de 20 a 30 minutos para recipientes trifásicos. Cuando se usa el gas de flasheo, que contiene H2S como combustible, hay que tratarlo con la amina pobre. Una pequeña torre empacada instalada encima del tanque de flasheo es suficiente para este propósito.
5.2 EL INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA RICA/ AMINA POBRE Precalienta la solución de amina rica y reduce los requerimientos de calor del rehervidor. También enfría la amina pobre y reduce el servicio del enfriador aéreo. Se usa tanto los intercambiadores de tubo y coraza como los de bastidor y placas. Generalmente la solución rica va por el costado del tubo con una velocidad de entrada de 2 a 4 pies / seg, para reducir la corrosión. El cambio de temperatura para ambas corrientes está entre 70 a 100 ºF y la presión cae de 2 a 5 psi. Es práctica común usar dos o más intercambiadores en serie para acomodar un cruce de temperaturas; por ejemplo: la salida de la amina rica está más caliente que la salida de la amina pobre. Al igual que el absorbedor, la columna de destilación o despojamiento es de platos, o empacada. Puede usarse el mismo procedimiento para diseñarla. Un diseño normal consiste en 20 platos enrejados en V, espaciados 24 pulgadas. Esto equivale entre 7 a 10 platos teóricos cuando la eficiencia de los platos es de 40 a 50 %.Los platos se diseñan para tasas de líquidos e inundación por chorros de 65 a 75 %, con un factor de espuma de 0.75 El condensador de reflujo y el enfriador de amina son enfriados por aire, intercambiadores de calor de tiro forzado con persianas automáticas para control de temperatura. Añadir un factor de seguridad del 10 % al servicio de calor. Hasta una tasa de amina de 200 gpm, ambos servicios pueden estar combinados en una estructura con un ventilador común. Se aconseja la recirculación del aire cuando se espera que la temperatura ambiente esté por debajo de 10 º F. A menudo se necesita un enfriador preparado para usar agua, para la corriente de amina pobre.
5.3 ACUMULADOR DE REFLUJO
El acumulador de reflujo separa el reflujo o agua condensada de los gases ácidos saturados en agua. El agua se devuelve al despojador y los gases ácidos se los envía a la antorcha o a una unidad de recuperación de azufre. Generalmente se incluye una almohadilla deshumificadora, y algún medio para medir la tasa de reflujo. Establecer la relación de reflujo, es decir, moles de agua que vuelven al destilador a moles de gases ácidos que dejan el condensador de reflujo. Esto varía desde 3 para las aminas primarias y bajas relaciones CO2 / H2S a 1.2 para aminas terciarias y altas relaciones CO2 / H2S.
5.4 REHERVIDOR DE AMINA Los rehervidores de amina más pequeños son calentadores de fuego directo que usan gas natural. La superficie del tubo de fuego se basa en un flujo de calor de 6500 a 8500 Btu/ hr pie2, para mantener la temperatura de la pared del tubo por debajo de 300 º F. Los rehervidores más grandes usan haces de vapor o de aceite caliente. Se produce menos corrosión con los diseños tipo tetera (kettle) que con los de termosifón. Se necesita un tanque de compensación que pueda mantener unos 10 a 15 minutos de flujo. Generalmente es una extensión del rehervidor de tubos de fuego para pequeñas unidades, y un recipiente separado para sistemas más grandes. Los requerimientos del rehervidor son:
Calor para llevar la solución de amina ácida a su punto de ebullición. Calor para romper las ligaduras químicas entre la amina y los gases ácidos. Calor para vaporizar el reflujo Carga de calor para el agua de preparación. Las pérdidas de calor del rehervidor y de la destiladora. Se necesita un factor de seguridad de 15 a 20 % para empezar. También es necesario medir la entrada de calor (o el calor que hay que producir).
Los requerimientos de calor y áreas de transferencia del equipo de regeneración pueden estimarse a partir de las tasas de circulación de la amina.
5.5 RECUPERADOR Las aminas primarias requieren una regeneración adicional, es decir, una destilación semicontinua en un recuperador. Al comienzo el recuperador se llena hasta los dos tercios con amina pobre y un tercio con una base fuerte tal
como un carbonato o hidróxido de sodio al 10 % en peso. El calor destila la amina y el agua dejando los contaminantes en el recuperador. Una corriente deslizante de 1 a 3 % de la tasa de flujo de la amina pobre se introduce continuamente. Se añade la base necesaria para mantener el pH en 12. La temperatura del recuperador sube a medida que se acumulan los contaminantes, y la operación se detiene a una temperatura predeterminada 300 º F para la MEA – para limitar la degradación térmica de la amina.
5.6 FILTROS Se necesita tanto los filtros mecánicos para partículas como los filtros de carbón activado para hidrocarburos pesados y productos de degradación de la mina. Es mejor instalar filtros en ambas líneas de amina, la rica y la pobre, pero es más costoso. Un filtro mecánico en la línea de amina rica, justo después del tanque de flasheo, previene el taponamiento en el intercambiador de calor de amina rica/ pobre y en el destilador. El filtro mecánico debe soportar el flujo total y sacar 95% de las partículas de 10 micrones o mayores. Para unidades grandes con altas tasas de circulación, una corriente deslizante puede que sea más práctica. El filtro de carbón está dimensionado para 10 a 25 % de la tasa de circulación. Usar carbón de piedra, duro (charcoal), con una malla tamaño 5 a 7. Para gases muy ricos es aconsejable un filtro de carbón en ambas líneas, rica y pobre.
5.7 BOMBAS El elevador de presión (booster) de la amina y las bombas de reflujo son centrífugas, y están preferiblemente en línea o colocadas horizontalmente. Se recomienda una capacidad de relevo del 100 % La selección de la bomba de circulación depende de la presión del contactor y de la tasa de circulación de amina. Incluir una capacidad de relevo 50 a 100 %. Se prefiere a las bombas reciprocantes, como norma, pero se usa bombas centrífugas para bajas presiones. ej. 100 psig. Se usa bombas horizontales multietapas, centrífugas para altas presiones (700 psi) o tasas de circulación elevadas (300 gpm) Al dimensionar y fijar el caudal de las bombas, usar una presión de succión positiva baja, de 3 a 10 psig. Los tamaños de los motores pueden ser estimados a partir de la tasa de circulación de aminas.
5.8 PANEL DE CONTROL
El panel de alarma y parada puede ser electrónico o neumático. En ambos casos, ya sea por una mala función del proceso o por seguridad, se cierra la unidad, suena la alarma y se indica la condición responsable del evento.
CAPITULO VI 6 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
