Tesis de Aminas Luz

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE GAS

DISEÑO DISEÑO DE UNA PLA NTA DE ENDULZAMIENTO DE DE GAS NATURAL CON AMINAS REFORMULADAS

Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico de

MAGÍSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERÍA DE GAS

Autor: JUAN BAUTISTA ROSALES BELANDRIA Tutor: Jorge Barrientos

Maracaibo, Abril de 2004

 APROB ACIÓN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado   DISEÑO DE UNA PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL CON AMINAS REFORMULADAS que Juan Bautista Rosales Belandria, C.I.: 12.048.168 presenta ante el Consejo Técnico de la División de Postgrado de la Facultad de Ingeniería en cumplimiento del Articulo 51, Parágrafo 51.6 de la Sección Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados de la Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Académico de MAGÍSTER SCIENTIARUM EN INGENIERÍA DE GAS

 _____________________  ______________ __________ ___ Coordinador del Jurado Jorge Barrientos C. I.: V3.509.055

 ______________________  _______________ _________ Jorge Velásquez C. I.: V14.990.536

_____________________ ______________ _________ Norka Vera de Barrios C. I.: 3.385.377

 _____________________  ______________ _________ __ Director de la División de Postgrado Carlos Rincón

Maracaibo, Abril de 2004

Rosales Belandria, Juan Bautista. Diseño de una Planta de Endulzamiento de Gas Natural con Aminas Reformuladas. (2004) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela,105p, Prof. Jorge Barrientos.

RESUMEN

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 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 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 ultimo, económicamente un diseño de endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas presenta excelentes ventajas respecto al uso de aminas convencionales.

Palabras Clave: Aminas reformuladas, solución endulzadora, endulzamiento de gas natural, UCARSOL®, Monoetanolamina. E-mail del Autor: [email protected]

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Rosales Belandria, Juan Bautista. Designing of a Natural Gas Sweetening Plant With Formulated Amines. (2004) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. División de Postgrado. Facultad de Ingeniería. Maracaibo, Venezuela,105p, Prof. Jorge Barrientos.

 AB STRACT

Being a contribution to the existing studies referred to the natural gas treatment around the country, it comes the idea of materializing the design of a sweetening plant through formulated amines (UCARSOL ®), in order to do a technical and economical comparison through a design that uses a coventional amine (monoethanolamine). The caculus for both systems was done thinking about the same functionality considering the gas conditions pressure, temperature, rate and gas composition, through a calculus sheet that let us to relate and determine all the necessary parameters to have the design done. After analyzing the results, it was determined that the most influent variable, using one system or the other, is the circulation rate of the sweetening solution, resulting as consequence energy savings and therefore the reduction of operating expenses, and at the same time the reduction of the equipment sizes in the plant and maintenance savings because the less quantity of corrosive materials presents in the fomulated solvents. Finally, natural gas sweetening plant design with formulated amines shows excelents economical advantages compared with the use of conventional amines.

Key Words: Formulated amines, Sweetening Solution, Natural Gas Sweetening, Ucarsol ®, Monoethanolamine.  Author’s e-mail: [email protected]

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DEDICATORIA

 A Dios Todopoderoso, al Santo Niño de La Cuchilla, al Santo Cristo de la Grita y la Virgen de la Consolación de Táriba por iluminar |el camino de mi superación.  A mi hija, Daniela Andreina, por ser la razón que me enrumba a ser cada día mejor, y para que esta meta que estoy alcanzando le sirva de estimulo para el logro de sus futuros objetivos.  A mi esposa, Belkis, por estar a mi lado siempre presta a brindarme su compañía y apoyo en el logro de mis metas.  A mis padres, por ser tan consecuentes colaboradores y siempre confiar en mi.  A mis hermanos, para que este nuevo logro alcanzado en mi vida sea motivo de estimulo en cada uno de sus proyectos, y en consecuencia lleguen a feliz termino.  A todas las personas que siempre me han apoyado y me han dicho alguna palabra de aliento para seguir adelante.

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 AGRA DECIMIENTO

Mi más sincero agradecimiento a todas las personas e instituciones que hicieron posible la realización de este trabajo, especialmente:  A José Pérez, por su valiosa colaboración, apoyo y compañerismo incondicional en el transcurso de esta etapa.  Al Profesor Jorge Barrientos, tutor de la tesis, por todo su apoyo y colaboración.  A La Universidad de Zulia, especialmente, la División de Posgrado de Ingeniería, por poner su infraestructura y potencial humano expresado en conocimientos técnicos, al servicio de la superación personal de profesionales y en beneficio del desarrollo integral del país.

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TABLA DE CONTENIDO

Página RESUMEN...............................................................................................

3

ABSTRACT..............................................................................................

4

DEDICATORIA........................................................................................

5

AGRADECIMIENTO................................................................................

6

TABLA DE CONTENIDO.........................................................................

7

LISTA DE TABLAS..................................................................................

10

LISTA DE FIGURAS ...............................................................................

12

INTRODUCCIÓN.....................................................................................

13

CAPÍTULO I

II

PROBLEMA......................................................................

15

Planteamiento del Problema......................................

15

Justificación de la Investigación................................

15

Objetivos de la Investigación.....................................

16

Objetivo General..................................................

16

Objetivos Específicos...........................................

16

Alcance Del Estudio....................................................

16

MARCO TEÓRICO...........................................................

18

Plantas de Endulzamiento de Aminas........................

18

Separador de Entrada..........................................

19

Absorbedor o Contactor.......................................

19

Tanque de Venteo................................................

21

Intercambiador de Calor Amina-Amina................

22

Regenerador.........................................................

23

Tanque de Abastecimiento...................................

25

Bomba de la Solución Pobre................................

26 7

 

Página Filtros....................................................................

26

Enfriador de la Solución Pobre.............................

27

Concentrador o Recuperador de la Amina...........

27

Procesos de Endulzamiento o Desacidificación.........

28

Tipos de Procesos................................................

29

Procesos con Solventes Químicos..............

30

MEA (monoetanolamina).....................

31

DGA (diglicolamina).............................

33

DEA (dietanolamina)...........................

34

DIPA (diisopropanolamina)..................

35

ADIP (diisopropanolamina activada)...

35

MDEA (metildietanolamina).................

35

A-MDEA (metildietanolamina activada).

36

Factores para la Selección de un Proceso........... Variables de Control y Operación de una Planta.......

36 37

Tasa de Circulación de la Solución......................

37

Carga de Gas Ácido.............................................

38

Concentración de la Solución...............................

38

Reflujo..................................................................

39

Recuperación de Potencia...................................

40

Intercambio de Calor............................................

40

Perdidas de Amina...............................................

41

Formación de Espuma.........................................

41

Filtración...............................................................

42

Reducción de los Costos de Corrosión................

43

Aminas Formuladas....................................................

44

Ucarsol……………………………………………….

44

Jefftreat MS – 100………………………………….

45

GAS/SPEC...........................................................

46

Aminas Impedidas................................................

48

8

CAPÍTULO III

Página DESARROLLO DE LOS CALCULOS...............................

50

Datos para Sistemas de Endulzamiento....................

51

Cálculo con Monoetanolamina....................................

54

Cálculo con Amina Formulada Ucarsol ®...................

73

IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS...........................................

92

V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................

101

Conclusiones.............................................................

102

Recomendaciones......................................................

103

BIBLIOGRAF A........................................................................................

105

9

LISTA DE TABLA S

TABLA 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Página Características Generales de los Procesos de Endulzamiento......................................................................... Procesos con Alcanolaminas.................................................. Cuadro resumen de las diferentes aminas disponibles en el mercado................................................................................... Composición del gas ácido entrando a la planta..................... Información de los solventes................................................... Tamaños de los recipientes de acuerdo a la tasa de circulación de amina................................................................ Continuación de tamaños de los recipientes de acuerdo a la tasa de circulación de amina................................................... Composición y propiedades del gas ácido entrando a la planta....................................................................................... Otras propiedades del gas ácido entrando a la planta............ Composición del gas tratado................................................... Calor específico del gas tratado.............................................. Composición de la solución que llega al absorbedor.............. Composición de la solución que sale del absorbedor y entra al regenerador......................................................................... Factor de Corrección de Barton, B.......................................... Cálculo de Es = [ST(m+1)-ST]/[ST(m+1)-1], asumiendo m (número de platos).................................................................. Composición del gas ácido entrando a la planta..................... Otras propiedades del gas ácido entrando a la planta............ Composición del gas tratado................................................... Calor específico del gas tratado.............................................. Composición de la solución que llega al absorbedor.............. Composición de la solución que sale del absorbedor y entra al regenerador......................................................................... Factor de Corrección de Barton, B.......................................... Cálculo de Es = [ST(m+1)-ST]/[ST(m+1)-1], asumiendo m (número de platos).................................................................. Propiedades del solvente........................................................

29 31 48 51 52 53 53 54 55 57 57 62 63 69 72 73 74 76 76 81 82 88 91 93

10

TABLA 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

Página Parámetros en el regenerador y Tanque de reflujo................. Tasa de circulación de la solución........................................... Calor remanente en la amina.................................................. Incremento de la temperatura del gas en el absorbedor......... Temperatura de solución pobre o limpia a la entrada del absorbedor.............................................................................. Intercambiador de calor amina-amina..................................... Carga calorífica....................................................................... Características de la solución que deja la torre de regeneración............................................................................ Dimensionamiento del tanque de suministro........................... Dimensionamiento del acumulador de reflujo......................... Especificaciones del condensador.......................................... Capacidad de la bomba de solución....................................... Especificaciones del absorbedor............................................. Especificaciones del regenerador........................................... Costo estimado de la planta....................................................

94 94 95 95 95 96 96 97 98 98 98 99 99 100 100

11

LISTA DE FIGURAS

FIGURA

Página

1

Esquema general de una Planta de Amina................

18

2

Esquema del Absorbedor de una Planta de Amina....

20

3

Esquema del Tanque de Venteo................................

22

4

Esquema del Regenerador de Amina........................

24

5

Esquema del Tanque de Abastecimiento de Amina...

25

6

Esquema del Rehervidor y Recuperador...................

28

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INTRODUCCIÓN

Con el incremento de la población mundial, cada vez se hace necesario mayor cantidad de energía para satisfacer los requerimientos que permitan garantizar la continuidad de su desarrollo, una de las principales fuentes de energía que ha existido por muchos años, que se usa en el presente y posiblemente sea la más importante en el futuro es el gas natural proveniente de yacimientos de gas o asociado a la producción de petróleo. Una de las grandes preocupaciones que presenta la industria del gas natural es la remoción de los contaminantes que trae consigo del subsuelo, dichos contaminantes se les suele llamar gases ácidos , su presencia genera problemas de mal olor, toxicidad, corrosión de estructuras, tuberías y equipos de las facilidades que se instalan para su manejo y procesamiento, disminución del poder calorífico y algunos componentes a partir de ciertas concentraciones en el ambiente atentan mortalmente contra la vida de los seres vivos. Dentro de los contaminantes más comunes que se encuentran en el gas natural se tiene: el ácido sulfhídrico (H 2S) y el dióxido de carbono (CO2); y, en menores proporciones el disulfuro de carbono (CS 2), sulfuro de carbonilo (COS) y los mercaptanos(RSH). Muchos procesos, a lo largo de los últimos 100 a 120 años, se han desarrollado para efectuar la remoción de dichos contaminantes, entre ellos se tienen procesos de absorción con solventes físicos, químicos y mixtos; procesos cíclicos consumibles, membranas y procesos de conversión directa. Dado que se dispone de una gran variedad de procesos, cuando se requiere la instalación de una planta con el fin de endulzar un gas natural, la preocupación radica en la selección técnica y económica del mejor proceso de acuerdo a la aplicación específica que se tenga. El presente estudio se centra en el diseño de una planta de endulzamiento de gas natural con aminas formuladas, con el fin de efectuar una comparación técnica con respecto a una planta para la misma aplicación utilizando amina convencional, el solvente formulado con el cual se desarrollan los cálculos es UCARSOL ®, patentado por la Unión Carbide actualmente fusionada con Dow Chemical Company, mientras que la amina convencional utilizada para efectuar la comparación es

la monoetanolamina

(MEA). 13

CAPITULO I EL PROBLEMA

CAPITULO I

EL PROBLEMA

Planteamiento del Problema

El endulzamiento o desacidificación es una de las fases del procesamiento del gas natural que garantiza acondicionarlo para su uso ya sea domestico o industrial. Uno de los procesos más utilizados para realizar la remoción de componentes ácidos en el gas natural es la absorción con solventes químicos, entre ellos las aminas convencionales y ahora mas reciente las aminas formuladas. En la actualidad, la mayoría de procesos a nivel industrial se encuentran automatizados, guiados por programas computarizados, que permiten establecer relaciones entre las variables involucradas, resultando en una mayor confiabilidad general del sistema. Debido a la dificultad para conseguir en el mercado un programa computarizado que permita predecir el comportamiento de las variables operacionales tales como: presión, temperatura, composición y tasas de circulación en una planta de endulzamiento de gas natural con aminas; es necesario realizar un estudio para materializar la ejecución de dicho programa computarizado.

Justificación de la Investigación

Mediante el programa objeto de este trabajo se puede obtener la predicción del comportamiento de las variables operacionales, para validarlas con los parámetros preestablecidos de funcionamiento de la planta. Este diseño facilitará el estudio de las plantas de endulzamiento de gas natural por medio de aminas, con fines académicos en la asignatura de tratamiento del gas natural, ya que se podrá predecir el comportamiento general de los equipos y de las variables en cada punto de la planta. Con el programa se mejorará la efectividad en el análisis de los parámetros operacionales debido a su versatilidad y rapidez en la entrega de resultados detallados en los diferentes equipos que conforman la planta. 15

Objetivos de la Investig ación

Objetivo General

Diseñar una planta de endulzamiento de gas natural que permita conocer el comportamiento de las variables operacionales con amina reformulada (MDEA+) y establecer comparación con una planta de monoetanolamina (MEA).

Objetivos Especificos

•

Determinar el comportamiento de las variables que están presentes en una planta de endulzamiento con aminas reformuladas.

•

Determinar la cantidad y concentración de contaminantes de gas a la entrada y salida de la planta.

•

Realizar un estudio comparativo entre un proceso con amina convencional versus amina reformulada.

•

Efectuar un análisis que permita inferir posibles cambios en algunos parámetros involucrados para optimizar el rendimiento de la planta.

 Al cance del Estu dio

El estudio parte desde el punto de vista exploratorio ya que actualmente hay un conocimiento general del funcionamiento de la planta de endulzamiento de gas natural con aminas mediante la revisión bibliográfica, con el fin de adaptar algunos conceptos al contexto de la investigación.; luego se conduce por una fase descriptiva mediante un análisis detallado del comportamiento de las variables operacionales en la entrada y salida de cada uno de los equipos que conforman la planta; por ultimo se convertirá en un estudio correlacionar para establecer relaciones y comparaciones entre las diferentes variables operacionales del sistema.

16

CAPITULO II

MARCO TEORICO

CAPITULO II

MARCO TEORICO Plantas de Endulzamiento de A minas

Para mostrar el funcionamiento de una planta típica de endulzamiento de gas natural con aminas se procede a describir cada uno de los componentes que la constituyen.

Gas Dulce

Tanque de  Abastecimiento

A b s o r b e d o

Condensador

Acumulador de Reflujo

Regenerador G a s A g r i o

Rehervidor

Tanque de Venteo Intercambiador Amina-Amina Recuperador (opcional)

Figura 1. Esquema general de una Planta de Amina

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y aplicaciones.

Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

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Separador de Entrada Este recipiente, colocado a la entrada de la planta, es 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 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 el gas ácido 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 CO 2, H2S y algunas veces en menor proporción COS, CS 2 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 temperatura de contacto. La cantidad de gas disuelto dependerá del tipo de solución que se utilice. La MEA retiene menos contaminantes que otras soluciones. Por ejemplo, la MDEA+

19

utilizada en el problema tipo de Endulzamiento de Gas Natural de Marcías Martínez, absorbe 3,85 pie3 de gas ácido por cada galón de solución. El fluido que sale por el fondo de la torre se conoce como solución rica, ácida o contaminada. Lo mas 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 líquido constante en el fondo del absorbedor. La temperatura de la amina pobre que entra a l tope del absorbedor está limitada a un mínimo valor en el rango de 100 °F, 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 °F mayor que la temperatura de entrada del gas natural agrio en el fondo del absorbedor, para evitar la condensación de los hidrocarburos pesados contenidos en el gas natural. Temperaturas muy altas en la solución de amina pobre causarán excesivas pérdidas de amina debido a la vaporización, así como también disminuye la capacidad de carga de gas ácido en la solución. La máxima temperatura para separar H 2S será 120 °F y para CO 2 150 °F. Salida de Gas Natural Endulzado

Solución de Amina Pobre

Torre Absorbedora

Enfriador de Amina Pobre

Entrada de Gas Natural

Solución de Amina Rica

•Amina •H2S •CO2 •H2O •Hidrocarburos

Figura 2. Esquema del Absorbedor de una Planta de Amina

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y

aplicaciones. Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

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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, la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan 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 la planta. No obstante, es recomendable 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 se reduce de manera considerable el valor calorífico, pero también puede tener H 2S lo cual es peligroso. Por estas 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 pobre con el fin de retirar el gas ácido que transporta el gas combustible. Esta pequeña porción de solución contaminada se mezcla con la corriente de amina rica que va hacia el regenerador. La tasa de flujo se regula con un controlador de nivel colocado en el tanque de venteo. La 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 este recipiente. Para lograr la mayor separación posible de los hidrocarburos pesados en este tanque, es necesario incrementar el tiempo de residencia hasta un máximo de 30 minutos. 21

Finalmente son drenados a través de una válvula que puede ser manual o dirigida por un controlador de nivel.

Gas Combustible Entrada de Amina Pobre Entrada de Amina Rica

Amina Rica Hacia el Regenerador

Control de Presión Contactor del Tanque de Venteo

Intercambiador Amina - Amina

Control de Nivel Drenaje de Hidrocarburos

Amina Rica Sin Hidrocarburos

Figura 3. Esquema del Tanque de Venteo Amina

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y aplicaciones.

Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

Intercambiador de Calor Amina-Amina El propósito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de la 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 amina rica que viene del tanque de venteo se calienta hasta un máximo de 210 °F para hacer mas 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 tubería recubierta con acero inoxidable. La velocidad lineal máxima de la solución a través de los tubos es de 3 pie/seg. El intercambiador de calor mas 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. 22

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 un nivel óptimo 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 evaporan a medida que se calienta la solución. Regenerador El propósito del regenerador es remover el gas ácido 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 cada 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 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 ácido despojado. Los vapores que salen por el tope de la torre de regeneración son una mezcla de vapor de agua y 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 enfriador 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 gas líquido. Los gases, que 23

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 o a una planta recuperadora de azufre. 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 control ubicada después de la bomba de reflujo. La solución que se acumula en el fondo del rehervidor se calienta y se vaporiza parcialmente. Los vapores se desplazan hacia la torre. H2S y CO2

Acumulador de Reflujo

Condensador Amina Rica

Torre Regeneradora Rehervidor

Intercambiador Amina - Amina

Recuperador

Figura 4. Esquema del Regenerador Amina

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y aplicaciones.

Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

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Tanque de Abastecimiento El tanque de abastecimiento se usa para almacenar la solución pobre o limpia. Por efectos del trabajo diario, parte de la solución, se pierde en el contactor y en el regenerador. También habrá pequeñas pérdidas 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 fresca. Es preciso vigilar que al agregar solución al sistema se mantenga la proporción 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. Entrada Amina Gas Combustible Fresca Entrada de Cámara de Gas

Filtro

Amina Pobre que viene del Intercambiador Amina-Amina

Amina Pobre hacia el Absorbedor Bomba de Amina

Figura 5. Esquema del Tanque de Abastecimiento de Amina

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y

aplicaciones. Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

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.

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Bomba de la Solución Pobre El líquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba, la cual aumenta la presión de la solución pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor. Por lo general esta bomba es del tipo de desplazamiento positivo. El caudal se regula desviando una porción del líquido 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 la solución regenerada que va al absorbedor, normalmente se mide por medio de un rotámetro. 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 partículas sólidas normalmente son retiradas mediante el uso de filtros, la ubicación del filtro depende del 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 ser instalado en la solución pobre, de no existir H 2S podría estar colocado del lado de la solución rica. 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 colar parcialmente y se coloca una desviación, para filtrar solamente parte de la corriente. Si la formación de partículas es 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. 26

La contaminación de un filtro normalmente se detecta con la diferencial de presión a través del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una caída de presión de 2 a 4 lpc. Cuando se tapa, la caída de presión aumenta. Si la caída de presión excede a 15-25 lpc, el elemento del filtro colapsará y quedará completamente inactivo. Como consecuencia los elementos del 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 enfría con agua o aire. Indistintamente del tipo de enfriamiento que se use, la solución se debe enfriar hasta +/- 10°F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. Cuando el tanque de venteo tiene un purificador instalado para el gas combustible, el caudal de solución pobre después de enfriarla se divide en dos corrientes, una pequeña que se envía al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope del absorbedor. 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 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. Los productos de la degradación quedan en el recuperador, de 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 se instala una columna empacada para eliminar el arrastre de espuma y líquidos 27

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.

Gas Combustible o Vapor

Regenerador Amina a alta T regresa al Regenerador Control de Nivel

Intercambiador Amina-Amina

Rehervidor

Amina Pobre Torre Empacada

Gas Combustible o Vapor

Drenaje

Vapor Condensado

Recuperador Figura 6. Esquema del Rehervidor y Recuperador

(Fuente: Ingeniería de gas, principios y aplicaciones.

Endulzamiento del Gas Natural, Martínez, J. Marcías)

Procesos de Endulzamiento o Desacidifi cación

Consiste en la eliminación de los componentes ácidos del gas natural, principalmente el dióxido de carbono y el ácido sulfhídrico, otros componentes ácidos por lo general en menor proporción como COS y el CS 2, deben ser tomados en cuenta debido a que tienden a dañar las soluciones que se utilizan para endulzar el gas y, por lo general, no se reportan dentro de la composición del gas que se va a tratar.

28

Tipos de Procesos Normalmente se encuentran seis categorías de procesos de endulzamiento o desacidificación: •

Procesos con solventes químicos.

•

Procesos con solventes físicos.

•

Procesos con solventes híbridos o mixtos.

•

Procesos de conversión directa.

•

Procesos de lecho sólido o seco.

•

Membranas y otros procesos de endulzamiento.

•

Procesos criogénicos. Las características generales de estos procesos se muestran en la siguiente

tabla: Tabla 1. Características generales de los procesos de endulzamiento

PRINCIPIOS DE REMOCION DE H2S

CARGA O REMOCION DE H2S

SOLVENTES QUIMICOS

SOLVENTES FISICOS

CONVERSION DIRECTA

Reacción Química

Absorción Física

a) Reacción Reacción Química Química b) Adsorción Física

Limitada por estequiometría C A R G A

C A R G

PH2S CANTIDAD DE H2S PUREZA REQUERIDA ENERGIA EN EL REGENERA DOR

Proporcional a la Limitada por presión parcial de estequiometría H2S

PH2S

C A R G A

PH2S

Grande

Muy Grande

Baja

Moderada/Alta

Alta

Moderada/Alta

Grande

Baja

Moderada

Remoción  APL ICACION continua gran TIPICA variedad de aplicaciones

Remoción en masa y remociones continuas

Procesos continuos

LECHO SECO

Limitada: a) Estequiometría b) Área superficial C A R G A

a) b)

PH2S Muy Baja a) Muy Alta b) Alta Grande a) Lechos Desechables b) Operaciones Cíclicas

29

Procesos con Solventes Químicos 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 o una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin aditivos. En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico). La afinidad hacia el CO 2  se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso de regeneración puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la correspondiente disminución de suministro de calor. En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aun cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO2. Las principales desventajas son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución debido a la estequiometría de las reacciones.

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Tabla 2. Procesos con alcanolaminas NOMBRE TECNICO

CONCENTRACION NORMAL

CONCENTRACION EN PESO

MEA

2,5 N Monoetanolamina en agua

15%

5 N Monoetanolamina en agua

30%

MEA-Amin a Guard ó MEA Gas/Spec IT 1 MEA-Amin a Guard - ST

DGA

5 N Monoetanolamina en agua con Inhibidores 6 N Diglicolamina en agua con Inhibidores

30% 63% (23-70%)

DEA

2,5 N Dietanolamina en agua

26% (15-26%)

DEA - Snea

3 N Dietanolamina en agua

32% (25-35%)

DEA - Amin a Guard

5 N Dietanolamina en agua

52%

DEA - Amina Guard ST

5 N Dietanolamina en agua con Inhibidores

52%

DIPA ó ADIP

4 N Disopropanolamina en agua

54% (30-54%)

MDEA

4 N Metildietanolamina en agua

48% (30-50%)

5 N Metildietanolamina en agua

48%

2 N Metildietanolamina en agua

24%

MDEA - A ctiv ada, Snea-P-MDEA con  Ac ti vad or Ucarsol

MEA (monoetanolamina ) La monoetanolamina, es la más reactiva de las etanolaminas. Es una tecnología abierta, es decir, no está sujeta al pago de patentes. Se utilizan preferencialmente en procesos no selectivos de remoción del CO 2 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 del gas ácido en la corriente de entrada, sea baja. La corrosión y la formación de espuma son los principal problemas al trabajar con MEA por lo cual el porcentaje en peso de MEA en la solución se limita a +/- 15%.

31

La MEA, es la base más fuerte de las diferentes aminas y ha 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 CS 2 se forman productos de degradación, los cuales deben ser removidos añadiendo un álcali en un sistema de recuperación (recuperador o reclaimer). Las variaciones tecnológicas de la MEA son las siguientes: •

MEA - Amine Guard

•

MEA - Amine Guard-ST

Ambas variantes dependen de una licencia de la Union Carbide Corporation. Esta empresa le incorporó inhibidores de corrosión, con lo cual se puede permitir concentraciones hasta 30% por peso. La carga de gas ácido en la solución puede ser aumentada. De manera general, se suele decir, sin especificar cual de los procesos de Amina Guard puede remover CO 2, H2S, COS y RSH tanto de gases de síntesis como de gas natural. Para el caso del H 2S el grado de remoción puede ser bruta o selectiva. Según lo indicado por Marcías Martínez, las condiciones de entrada del gas agrio depende de la ubicación de la planta, la temperatura varía de 50 a 150 °F, teniendo presente que temperaturas menores de 100 °F, favorece la reacción de los componentes ácidos presentes en el gas con la amina pobre dentro del absorbedor; la presión varia desde la atmosférica hasta 1500lpcm, y la temperatura de la solución de amina en todo el proceso, varía entre 100 y 270 °F; el H 2S se puede recuperar 32

prácticamente hasta el 100% mientras que en el caso del CO 2 la recuperación se ajusta entre el 20 y 99,9 %. DGA (diglicolamina) La DGA se usa en el proceso Fluor Econamine. El primero en utilizar Diglicolamina fue el proceso Econamina, 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 energía son menores que con MEA, debido a que las tasas de circulación requeridas son mucho más 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 CO 2 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%, comparado con el tratamiento con MEA. Esto produce ahorros sustanciales tanto de capital como de los costos de operación. Al mismo tiempo, la experiencia ha demostrado que la corrosión es comparable, o menor, a la experimentada con las aminas convencionales. La degradación de 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 CS 2  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 del C 3+, comparado con el uso de MEA, DEA, etc,. La DGA también se ajusta al tratamiento de líquidos, el 33

gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agregando un sistema común de regeneración. La degradación con COS y CS 2  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. DEA (dietanolamina) 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. Tiene una presión de vapor más baja con lo cual las pérdidas de solución de amina por evaporación son menores y funciona bien en absorbedores de baja presión. 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 (Reclaimer). En cuanto a la concentración que, de cada producto, se puede utilizar es conveniente saber que, al comienzo, las plantas de DEA fueron construidas para operar con concentraciones de solución de 30 a 35% p/p. Durante años, se usaba como regla general un 18% para MEA y 25% para DEA debido a la corrosión; sin embargo, se ha determinado que la DEA no es corrosiva en niveles que exceden el 35%. La Trietanolamina (TEA) por ejemplo, no se recomienda debido a su baja capacidad para la absorción de CO 2, su baja reactividad y su estabilidad, muy pobre. Sin embargo, las aminas terciarias se usan cuando se requiere alta selectividad hacia el H2S. La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contenga un total de 10%, o más, de gases ácidos a presiones de operación de 500 lpcm o mayores. Las corrientes de gas natural pueden ser tratadas para cumplir con la especificación convencional para gasoducto 4 ppm de H 2S máximo, simultáneamente con 2% en volumen CO2 o menos. Los gases ácidos removidos del gas natural se producen a una presión y temperatura apropiada para servir como alimentación directa a una unidad de recuperación de azufre tipo Claus o LO-CAT. 34

Las unidades comerciales operan entre 600 a 1100 lpcm tratando corrientes de gases crudos que contienen desde 11 hasta 35% de gases ácidos. La relación de CO2/H2S varía desde 34 hasta 65 en estas unidades. La mayor aplicación de la DEA, es el tratamiento de gas de refinerías, en las cuales se consiguen compuestos sulfurosos que podrían degradar la MEA. La DEA es ligeramente más débil que la MEA y los productos de la reacción no son corrosivos. La presión de vapor de la DEA es más baja que la MEA, lo cual reduce las pérdidas por evaporación. DIPA (diisopropanolamina) La DIPA es una amina secundaria como la DEA, y ampliamente utilizada en Europa y Japón. Es una tecnología abierta, pero también se usa como solvente en el proceso SHELL ADIP. Las soluciones DIPA tienen una gran capacidad para transportar gas ácido, con base molar, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas másicas muy alta. Difícilmente el proceso DIPA, puede competir en la remoción del CO 2  con otros procesos, pero sí, en la remoción del H 2S 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 la remoción selectiva del ácido sulfhídrico de gases de refinería con altas concentraciones de H 2S/CO2. El COS, se remueve parcialmente (20-50%). MDEA (metildietanolamina) La MDEA, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO 2, por lo cual, para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación es en la remoción selectiva del H 2S cuando ambos gases están presente (CO 2 y H2S). 35

Una ventaja de la MDEA, para la remoción del CO 2  es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación instantánea. Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina, es su selectividad hacia el H 2S en presencia del CO 2. En estos casos la MDEA es más favorable. Si el gas contactado a una presión suficientemente alta 800 - 1000 lpcm, bajo ciertas condiciones puede obtenerse un gas con calidad para gasoducto de 4 ppm de H2S y al mismo tiempo desde 40 al 60% del CO 2  presente, puede fluir a través del contactor sin reaccionar. Con una alta relación CO 2/H2S, puede usarse MDEA para mejorar la calidad de la corriente de alimentación de gas ácido hacia una planta Claus para recuperación de azufre. Se utilizan soluciones de 30 – 50% p/p de amina. 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 CO 2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos, ni se puede utilizar sólo para la remoción selectiva del 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 una pequeña corriente lateral regenerada térmicamente, para una segunda etapa de absorción. Factores para la Selección de un Proceso Los factores que se consideran más importantes en la selección de un proceso son: •

Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H 2S, CO2, COS, RSH, etc.

•

Tipo y concentración de las impurezas en el gas agrio.

•

Especificaciones del gas residual (gas dulce).

•

Temperatura y presión del gas agrio y del gas tratado.

•

Volumen del gas a ser procesado.

  Corrosión.

•

36

•

Fracción molar de los hidrocarburos en el gas.

•

Requerimientos de selectividad.

•

Costos de capital y de operación.

  Regalías

•

•

Necesidad de plantas recuperadoras de azufre. Disponibilidad de facilidades: agua para enfriamiento, electricidad, vías de

acceso y espacio físico. Variables de Contro l y Operación de una Planta

El análisis de los parámetros que afectan el comportamiento de una planta de aminas permitirá localizar las fallas que a menudo se presentan. Tasa de Circulación de la Solución de Amina El consumo energético es directamente proporcional a la tasa de circulación de la solución de amina. No obstante, al aumentar la concentración aumentará la carga de gas ácido en la solución y disminuirá la tasa de circulación de la solución y los costos de energía. La tasa de circulación de amina se decide cuando se diseña la planta; después de arrancarla, por lo general, no se cambia. En ocasiones se producen cambios en el caudal de gas tratado o en la cantidad de gas ácido que llega a la planta, pero se mantiene la tasa de circulación apoyándose en las condiciones de diseño o en el hecho de que los operadores anteriores, lo venían haciendo así. Trayendo como consecuencia el desperdicio de energía. Cuando se reduce la cantidad de gas tratado o la concentración de gas ácido en la alimentación, se pueden hacer ahorros energéticos reduciendo la tasa de circulación de amina. La práctica establecida de “no lo cambies que así ha estado trabajando bien” le cuesta a la industria muchos millones de dólares por año. La tendencia establecida ha sido, aumentar la tasa de circulación para disminuir la corrosión. Esta práctica también puede significar pérdidas grandes en el costo de la energía, lo cual obliga a optimizar la tasa de circulación de la solución. 37

La siguiente fórmula puede ser útil para formarse una idea del impacto sobre el costo energético de la tasa de circulación de la solución: V.E. ($/año) = (gpm)*(525,6) * (C.E.) V.E. = Valor de la energía, US $/año. gpm= tasa de la circulación de amina (galones/minuto) C.E.= Costo de la energía: $/MPpcn ó $/1000 Lbs de vapor ó $/MMBTU. Carga de Gas Ácido La falta de monitoreo, de carga de gas ácido en la solución también puede producir costos elevados de energía. Cada tipo de solvente tiene una carga óptima de gas ácido, es importante que se conozca bien estos valores, debido a que están interrelacionados con una gran cantidad de variables. La mayoría de las soluciones de amina solamente necesitan entre 0,05 y 0,08 moles de gas ácido total por mol de amina pobre para satisfacer las especificaciones del gas dulce. El contenido total de gas ácido en la solución pobre, por lo general es mucho mas baja, algunas veces está por debajo de 0,01. Al excederse en el proceso de regeneración de la solución, la cantidad de energía que se utiliza es muy alta. Se debe monitorear regularmente la cantidad de gas ácido en la solución, con el fin de compararlo con las soluciones óptimas. La corrosión aparece cuando la carga de gas ácido en la solución excede la línea de referencia, si por el contrario, la carga de gas ácido está por debajo de la línea de referencia, empieza a producirse un desperdicio de energía. Concentración de la Solución de Amina La MEA y la DEA, son de uso común en las plantas de endulzamiento. La concentración varia entre el 10% y 20% p/p en el caso de la MEA y entre 20% y 30% p/p, para la DEA sin inhibidores. La tendencia ha sido, operar en el punto mas bajo del rango para minimizar la corrosión. Esta práctica produce perdidas muy grandes en energía. Al aumentar la concentración, se aumenta la capacidad de la solución para remover gas ácido y se logran ahorros energéticos considerables. 38

Cuando se alcanzan concentraciones hasta del 45% p/p para MEA y DEA sin inhibidores, puede aumentar de manera notoria la corrosión, incrementando de manera general el costo de operación de la planta. Existen analizadores que permiten agregar, automáticamente, la cantidad de amina o de agua requerida, para mantener la concentración en el nivel adecuado. Reflujo El vapor de agua que sale por el tope de la columna de regeneración, junto con los gases ácidos, es condensado y devuelto al regenerador en forma de reflujo. La razón entre los moles de agua (L) que regresan al regenerador y los moles de gas ácido que salen de la planta (D), se conoce como RAZON DE REFLUJO . Este parámetro es fundamental en el diseño y operación de la torre y un indicador de la cantidad de energía que debe ser usada en el rehervidor. La razón de reflujo, determina la cantidad de gas ácido residual en la amina pobre y, por lo tanto, la eficiencia del fraccionamiento. El valor típico de R= L/D varía entre 1,5:1 a 4:1 dependiendo del número de bandejas que tenga la torre y de otras variables. En un diseño típico, una razón de 2:1, es común. En las refinerías, la razón de reflujo más utilizada es 4:1. A medida que aumenta la razón de reflujo R, la cantidad de agua condensada que regresa al regenerador es mayor, lo cual indica que se debe extraer más calor por el condensador y para mantener el equilibrio energético de la torre se debe agregar calor en el rehervidor. Esto refleja finalmente en un mayor consumo de energía. Por lo general, no se mide la razón de reflujo, por lo cual es difícil determinar las pérdidas por este concepto. Para controlar la cantidad de energía que se utiliza, se debe disponer de un controlador de temperatura en la línea de vapor que va del tope del regenerador a la entrada del condensador. Normalmente el rango de temperatura va desde 190°F hasta 210 °F,. Por debajo de esta temperatura, la cantidad de vapor es insuficiente para lograr un fraccionamiento apropiado y puede aparecer corrosión severa. Cuando la temperatura está por encima del nivel recomendado se produce fraccionamiento en exceso con el subsiguiente costo de energía.

39

Una razón de reflujo óptima debe ser un reto permanente. Cuando la razón de reflujo está por encima del nivel de referencia, habrá desperdicio de energía y cuando está por debajo, podría estar apareciendo la corrosión en la planta. Para mantener los costos de energía y la corrosión en el mínimo posible, la razón de reflujo real debe coincidir con la razón de reflujo óptima. Recuperación de Energía Cuando el absorbedor trabaja a una presión suficientemente alta, se puede usar una turbina para recuperar la energía potencial contenida en el líquido, a alta presión. Una turbina hidráulica convierte la presión alta del líquido en energía mecánica que se puede utilizar para mover otras bombas del sistema. En todo caso, la energía mecánica que se recupera no es suficiente para mover la bomba de amina pobre y debe ser compensada con un motor eléctrico. Intercambio de Calor Hay una buena inversión en el diseño de los intercambiadores de calor con ahorro energético, por el contrario, el intento de ahorrar reduciendo el tamaño de las unidades, resulta muy costoso. El calor que no se recupera en los intercambiadores amina-amina, representa una carga adicional para el rehervidor. Cuando más se precalienta la amina rica mediante la recuperación de calor de la amina pobre, menor es la cantidad de calor que se debe agregar al rehervidor en el proceso de regeneración. Este intercambiador debe ser diseñado para lograr una aproximación de la temperatura de no más de 30°F a 40°F. Para ahorrar energía, también es necesario un mantenimiento apropiado de los intercambiadores. Por ejemplo, si un intercambiador amina-amina no está trabajando cerca de las condiciones de diseño, pudiera ocurrir que tenga problemas de formación de escamas o películas de vapor atrapadas en el lado de la carcaza. El sucio reduce la eficiencia operacional y produce un gran desperdicio energético. La limpieza de los intercambiadores utilizando químicas, es una forma excelente de reducir el consumo de energía, no obstante, una limpieza mal hecha pudiera causar problemas serios en la operación y aumentar los costos drásticamente. 40

Por ello, se deben utilizar empresas con conocimientos claros de los equipos y de las químicas utilizadas para la limpieza. Perdidas de Amina Las pérdidas de amina pueden ser un problema operacional serio y costoso. Estas pérdidas normalmente se deben a: •

Arrastre de solución tanto en el absorbedor como en el vapor del tanque de venteo.

•

Cuando el extractor de niebla está tapado.

•

Cuando se forma espuma.

•

Vaporización de la amina en el regenerador.

•

Degradación en productos termoestables en el caso de las aminas primarias.

•

Derrames operacionales.

•

Trabajos de limpieza mal hechos.

•

Disposición de productos del reconcentrador. Lo que ocurre después que la amina sale del sistema también es importante. La

amina que se va absorbida en el gas tratado, puede contaminar el glicol o los desecantes sólidos que se encuentran aguas abajo, de la planta de endulzamiento, lo cual representa costos elevados y problemas operacionales. Lo mismo ocurre cuando la solución sale del regenerador y llega a la planta de azufre. Formación de Espuma La formación de espuma puede generar dificultades de todo tipo: •

Aumenta las pérdidas de amina

•

Hace más difícil el tratamiento del gas natural

•

Ocasiona corrosión

•

Aumenta el consumo de energía La formación de espuma es causada por los contaminantes presentes en la

solución de amina.

41

La formación mecánica de la espuma normalmente es causada por la velocidad muy alta del gas y de los líquidos a través de los equipos. Una de las mejores formas de detectar la formación de espuma es usar una celda de presión diferencial en el absorbedor y en el regenerador. Una presión diferencial errática indica que la formación de espuma es más severa. Cuando se acostumbra a medir la diferencia de temperatura entre el gas tratado vs. el gas ácido o entre la amina rica vs. la amina pobre, se puede detectar la formación de espuma en la medida en que el diferencial de temperatura cambie de manera abrupta. La mejor medicina para evitar los problemas con espuma, es el cuidado de la solución de amina. el uso de antiespumante no resuelve los problemas básicos, y se deben usar sólo de manera temporal, hasta que las causas verdaderas sean encontradas. El uso regular de la mayoría de los antiespumantes, suele ayudar a la formación de espuma en lugar de eliminarla. Para ayudar a la dispersión del antiespumante se debe agregar, corriente arriba, en los puntos de alta turbulencia tales como: en la succión de la bomba o delante de una válvula. Filtración Un mejor conocimiento de los filtros y de las técnicas de filtrado pueden ayudar a disminuir los costos de purificación de la amina. En muchas plantas el costo anual de los cartuchos es mayor que el costo anual de la amina, esto es buena señal de que algo anda mal. La información importante que se requiere para comparar los cartuchos es la siguiente: •

La resistencia a las químicas

•

Las tasas de flujo óptimas a través del cartucho

•

La máxima presión diferencial que puede tolerar antes de que se rompa Los sólidos en la solución de amina, causan ensuciamiento, formación de

espuma y taponamiento. Esto, a su vez, produce pérdidas de amina, erosión, corrosión y daños en las bandejas o empaques en la torre de absorción y en el regenerador. 42

Para mantener la solución de amina y el sistema, operando a máxima eficiencia, los sólidos deben ser removidos por medio de filtros. Los sólidos que taponan el carbón activado en el sistema de purificación acortan la vida útil del carbón y la eficiencia para remover los contaminantes de los líquidos. Por esta razón el filtro para remover los sólidos del sistema debe estar colocado aguas arriba del sistema de purificación de carbón activado. El costo de la filtración depende del tamaño de las partículas que se requieren retirar del sistema. Comenzar con un tamaño de partículas de 5 micrones en un sistema que no haya sido filtrado por un período largo de tiempo, resultaría muy costoso. Cuando se permite que la amina se ensucie demasiado los costos de operación y los problemas aumentan de manera considerable, por lo cual es bueno tener presente que la filtración apropiada es una buena inversión. Algunos cartuchos no tienen la estabilidad térmica requerida para el servicio de amina. La selección arbitraria de un cartucho y la tasa de flujo aplicada puede resultar muy costosa. Por lo que la tasa de flujo depende las siguientes variables: •

Del tipo de cartucho

•

De la viscosidad del fluido

•

Longitud y diámetro de la partícula y de otros factores Si la planta está removiendo H2S, es bueno colocar el filtro del lado de la amina

pobre, para proteger a los operadores. Al considerar los aspectos económicos se debe tener presente el impacto sobre el medio filtrante, las pérdidas de aminas, la disposición de los cartuchos usados y los costos de mano de obra. Reducción de los Costos de Corrosión La corrosión en las plantas de amina es un problema extremadamente costoso. Los costos de corrosión incluyen: •

El reemplazo de los equipos corroídos

•

Paros no programados en la planta

•

Reemplazo de la solución de amina

•

Pérdidas de la amina debido a la corrosión 43

•

Sobrediseño de los equipos para compensar los efectos de la corrosión

•

Mantenimiento preventivo innecesario

•

El uso de materiales para accesorios y equipos más costosos Estos efectos no incluyen los aspectos de seguridad y los peligros para la salud

que pudieran resultar de la corrosión no controlada.  Am inas Form ul adas

Como un avance a la tecnología tradicional empleada en los sistemas de endulzamiento de gas natural, han ido apareciendo en el mercado de la química una serie de productos normalmente patentados de aminas reformuladas con el fin de disminuir los problemas así como de optimizar los costos de inversión y de operación de las plantas que trabajan con aminas convencionales. Dentro de estos productos se mencionan los patentados por DOW CHEMICAL:   Ucarsol

•

  Jefftreat

•

  Gas/spec

•

Ucarsol En el proceso UCARSOL, se utiliza la MDEA para la remoción selectiva del H 2S, pero se incorporan inhibidores; utiliza diferentes formulaciones múltiples para controlar la reacción cinética relativa al CO 2  y al H2S. A esto se le ha llamado la familia UCARSOL. Algunos de los solventes patentados y sus aplicaciones de la línea UCARSOL son los siguientes: •

Los solventes UCARSOL HS 101 y 104, para tratamiento de gas ácido.

•

Los solventes UCARSOL HS 102 y 103, para la remoción selectiva de H 2S.

•

El solvente UCARSOL HS 115 es súper selectivo y reduce la solubilidad de los hidrocarburos.

•

El solvente UCARSOL LE 713 para gas de refinería y tratamiento de GLP.

44

•

Los solventes UCARSOL CR - 301, 302 y 303; AP – 802, 804 y 806, están diseñados específicamente para la eliminación de CO 2 a granel en los procesos de gas natural.

•

El solvente UCARSOL CR – 402, está especialmente diseñado para la eliminación total, tanto del dióxido de carbono como del sulfuro de hidrógeno en los procesos del gas natural.

•

El solvente UCARSOL AP – 810, está especialmente diseñado para eliminar el dióxido de carbono en los procesos de gas natural y gas de síntesis.

•

El solvente UCARSOL AP – 814, diseñado para eliminar en su totalidad el dióxido de carbono en los procesos de gas natural y de gas de síntesis, obteniendo un gas tratado con menos de 10 ppm de CO 2.

•

El solvente UCARSOL NH – 608, diseñado para la eliminación del dióxido de carbono en las instalaciones de síntesis de amoníaco, este solvente proporciona beneficios significativos en los costos operativos significativos en comparación con otros solventes que se utilizan en las instalaciones que normalmente procesan amoníaco. Las aminas especiales de DOW se basa en la metildietanolamina (MDEA). Se

encuentran disponibles en distintas formulaciones y proporcionan un rendimiento sobresaliente; además, están elaboradas especialmente para satisfacer requerimientos específicos del tratamiento de gas. Las unidades de aminas existentes que se convierten en las aminas especiales DOW logran reducir costos mediante el consumo bajo de energía, una mayor capacidad y menores costos de mantenimiento. Además pueden utilizarse en concentraciones mayores con el fin de incrementar la capacidad de la planta, sin que haya necesidad de inversiones adicionales en nuevo equipo. Jefftreat MS – 100 Es un solvente basado en metildietanoalamina MDEA, formulado para tratamiento selectivo.

45

GAS/SPEC Algunos de los solventes patentados y sus aplicaciones de la línea GAS/SPEC son los siguientes: •

GAS/SPEC Cs–1000 y Cs–2000 son solventes basado en metildietanolamina (MDEA) formulado para proporcionar el retiro profundo del dióxido de carbono (CO2) de gases de proceso. Este permite mayor capacidad de retiro de CO2 con mayor estabilidad química, menor corrosión y mayor vida útil de los equipos, bajo condiciones extremas que para MEA (monoetanolamina) o DEA (dietanolamina). Este solvente se debe considerar principalmente para los usos en los cuales la especificación requerida de CO 2 en el gas tratado es menor de 1000 ppmv. Sus usos mas frecuentes está en plantas de hidrógeno, de Amoníaco, sistemas criogénicos y etanizadoras.

•

GAS/SPEC Cs-1 es un solvente formulado de MDEA diseñado para el retiro de H2S y CO2 de corrientes de gas o de hidrocarburo líquido. se utiliza típicamente en las aplicaciones donde se requieren bajos niveles de CO 2 en el gas tratado. Este proporciona mayor capacidad de retiro del gas, que con la misma cantidad de volumen circulando de solución de aminas genéricas tales como MEA o DEA. GAS/SPEC Cs-1 es menos corrosivo que las aminas genéricas y se puede utilizar en porcentajes de hasta 50% en peso, lo que origina una reducción en la tasa de circulación de la amina y del consumo de energía. Esto se traduce en gastos de operación más bajos y mayor capacidad para el equipo existente y menor inversión para un equipo nuevo.

•

GAS/SPEC Cs-3 se diseña específicamente para el retiro completo de H 2S y moderado de CO 2 de corrientes de gas o de líquido. Este solvente es ideal para los usos que tratan del gas donde algo de CO 2  en el gas tratado se desea, permitiendo que una porción del CO 2  permanezca, se utiliza en plantas de recuperación de Aceite, tratamiento de gas natural, retiro a granel de CO 2 de GLP y en tratamiento de gas natural licuado.

•

GAS/SPEC CS-Plus se diseña específicamente para el retiro máximo de CO 2. Desde su introducción (1988), GAS/SPEC ha demostrado ser uno de los solventes más rentables para el retiro de CO 2  en amoníaco, hidrógeno, y otras plantas del gas. 46

Empleado en sistemas criogénicos, tratamiento del gas de síntesis, tratamiento de etano, retiro a granel del CO 2 del gas natural. •

GAS/SPEC SS es una MDEA formulada por INEOS, diseñada específicamente para la industria del tratamiento de gas. Remueve selectivamente H 2S sobre CO2 de una corriente de gas o líquido, que da lugar a mayor capacidad de retiro del gas ácido con el volumen de solución circulando que las aminas convencionales tales como MEA, DEA, y DIPA. GAS/SPEC SS es menos corrosivo y menos propenso a la degradación que MEA, DEA, o DIPA y se pueden utilizar en porcentajes de hasta 50% en peso, reduciendo la circulación de la amina y el consumo de energía. Utilizado en gas de síntesis, tratamiento de gas de cola, tratamiento de GLP y gas natural licuado y enriquecimiento del gas agrio.

•

GAS/SPEC SS-3 y SS-4, se formulan para aplicaciones donde se requiere el retiro selectivo de H 2S de corrientes de gas. Por medio de estos no solamente se reduce el H 2S a niveles más bajos que MDEA, sino que también mejora el deslizamiento del CO 2. La selectividad creciente para H 2S sobre CO2 permite que la planta aumente la capacidad de tratamiento, disminución del consumo de energía, y mejora la calidad del gas ácido que va a la planta de recuperación de azufre. Los beneficios netos son costos más bajos y operaciones de planta mejoradas.

•

GAS/SPEC SS-3 y SS-4 son utilizados en las aplicaciones donde MDEA no puede alcanzar la especificación requerida de H 2S. Estos solventes son empleados en el tratamiento de gas natural, enriquecimiento de gas agrio, en gases de refinería.

•

GAS/SPEC SRS se formula para alcanzar niveles más altos del retiro total del azufre que MDEA genérico. GAS/SPEC SRS es ideal para aplicaciones donde se requieren el retiro del sulfuro de carbonilo y deslizamiento moderado del CO 2. GAS/SPEC SRS tiene bajo calor de reacción y baja corrosividad de la solución, permitiendo aumentar capacidad para el tratamiento del gas y/o reducción de los costos energéticos. Empleado en el tratamiento de gas natural, gas natural licuado y gases de refinería.

47

CAPITULO IV  ANALISIS DE RESULTADOS

CAPITULO IV  ANALISIS DE RESULTADOS

Luego

de

realizado

los

cálculos

correspondientes

para

la

planta

de

endulzamiento de gas natural utilizando los dos solventes: amina convencional (MEA) y amina reformulada UCARSOL®, se presenta a continuación una serie de tablas que muestra las similitudes y diferencia entre ambos sistemas:

Tabla 24. Propiedades del solvente Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

15%

50%

0,15

0,03

61,08

119,16

3,00

3,40

Concentración del solvente (%p/p) Carga ácida del solvente

(Lbmol CO2/Lbmol de solvente puro) Peso molecular del solvente puro

(Lb/Lbmol) Lbmol de solvente puro requerido para absorber una Lbmol de gas ácido = Lo/V(n+1)

(Lbmol solvente puro/lbmol gas ácido)

Una de las ventajas de emplear la metildietanolamina y con mucha más razón las aminas reformuladas con respecto a las aminas convencionales en solución acuosa, se debe a que se pueden utilizar en mayor concentración con lo cual se incrementa la capacidad de remoción de gas ácido. Otra ventaja que presenta el uso de las aminas reformuladas basadas en MDEA, es la reducida carga ácida que lleva consigo una vez regenerada la solución, contribuyendo a mejorar la eficiencia de remoción.

93

Tabla 25. Parámetros en el regenerador y tanque de reflujo Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

120

120

4

4

TFondo del Regenerador (°F)

242

238

TTope del Regenerador (°F)

200

200

Ttanque de reflujo (°F) Ptanque de reflujo (LPC)

La temperatura necesaria en el fondo del rehervidor que corresponde a la temperatura de burbuja para las soluciones a la presión de trabajo del rehervidor, es obtenida de un diagrama de fases binario para ambos solventes en solución acuosa.

Tabla 26. Tasa de circulación de la solución Característic as del Sistema Tasa másica de la solución (agua + solvente), Lb/hr  Tasa volumétrica de la solución (agua + solvente),

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

267.038,21

177.126,60

537,32

344,41

gp m

Esta diferencia en la tasa másica con menor valor para las aminas reformuladas, se debe básicamente al cambio de concentración entre la amina convencional y la amina reformulada, a pesar que en términos de solvente puro requerido para remover un mol de gas ácido es mayor para las aminas reformuladas. En cuanto a la tasa volumétrica, igualmente que para el caso de la tasa másica de solución requerida, la diferencia está a favor de las aminas reformuladas básicamente por similares razones; ya que el efecto de la densidad no es muy relevante en este caso.

94

Tabla 27. Calor remanente en la amina Característic as del Sistema Qr (CO2 + H2S) - Q(absorbe el gas) ,Btu/hr

Esta

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

7.842.989

5.438.318

diferencia se debe principalmente y es proporcional a las tasas de

circulación de solución de amina requeridas, ya que el efecto en la variación de los calores de reacción no impacta mayormente.

Tabla 28. Incremento de la temperatura del gas en el absorbedor  Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

T (°F)

5

5

Este valor puede ser asumido por el diseñador, tomando en cuenta que la temperatura a la salida del gas del absorbedor, debería estar

muy cercana a la

temperatura de entrada de la solución pobre.

Tabla 29. Temperatura de solución pobre o limpia a la entrada del absorbedor  Característic as del Sistema T (°F)

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

125

125

Este valor es seleccionado por el diseñador, teniendo cuidado en que esté como mínimo en 10°F por encima de la temperatura de entrada del gas. A mayor valor de esta se requiere menor carga calorífica en el rehervidor, el máximo valor está limitado a 120°F cuando el componente ácido de mayor proporción es H 2S y hasta 150 °F cuando es CO2.

95

Tabla 30. Intercambiador de calor amina-amina Característic as del Sistema La solución rica se calienta de, °F a, °F

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

156,06

159,8

171,06

174,8

242

238

212,78

209,55

522,19

505,29

La solución pobre se enfría de, °F a, °F  Area de transferencia de calor 2 requerida, pie

La temperatura de entrada de la solución rica al intercambiador corresponde a la temperatura que obtiene a la salida del absorbedor, y el incremento de temperatura es asumido; para este caso se consideró 15 °F en ambos sistemas. El valor máximo de la temperatura de la solución rica a la salida del intercambiador no debe ser mayor de 210 °F, para evitar vaporización del agua contenida. La temperatura de salida de la solución pobre del fondo del regenerador es igual a la temperatura determinada del diagrama binario en la tabla 2. La temperatura de salida de la solución regenerada del intercambiador aminaamina, responde a una disminución por efecto de la transferencia de calor a la solución cargada de gas ácido proveniente del absorbedor que se dirige al regenerador. Debido a que el diferencial de temperatura asumido es el mismo, y que los parámetros de transferencia de calor son similares en ambos sistemas se obtiene está similitud en el tamaño del intercambiador.

Tabla 31. Carga calorífica Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Para elevar la temperatura de la solución en el regenerador, Btu/hr

18.502.158

10,.677.992

Total en el rehervidor, Btu/hr

31.977.524

20.419.239

96

La diferencia que se observa tanto, en el calor requerido para elevar la temperatura de la solución en el regenerador, como en la carga calorífica total en el rehervidor, se debe, principalmente al cambio en las tasas de circulación. Esta diferencia en el requerimiento de carga calorífica en el rehervidor entre un sistema y otro es de aproximadamente 50%, lo cual representa una gran ventaja cuando se usan los solventes reformulados debido a los ahorros de energía, trayendo consigo una relevante disminución de los costos operacionales.

Tabla 32. Características de la solución que deja la torre de regeneración Característic as del Sistema

Monoetanolamina Metildietanolamina (MEA) (MDEA+, UCARSOL)

Fracción molar YCO2, antes del condensador

0,4082

0,4757

Cantidad de vapor que deja la torre (H2O + CO2), Lbmol/hr 

535,42

459,37

Cantidad de agua que se vaporiza en el tope del regenerador, Lbmol/hr 

316,88

240,83

Cantidad de agua que se condensa y sale por el fondo del tanque de reflujo para regresar como reflujo al tope de l a torre de regeneración, gp m

10,7558

7,9854

Cantidad de agua a restituir en el tanque de suministro para mantener concentración de la solución, gpm

0,7876

0,7876

Potencia requerida por la bomba de reflujo, bh p

0,063

0,047

Esta diferencia corresponde a una variación inversamente proporcional con la carga ácida de ambos sistemas, con lo cual se observa también la diferencia en la capacidad de remoción de gas ácido. Se observa que con las aminas reformuladas es menor la cantidad de fluidos que se maneja en el tope del regenerador. En este caso la cantidad de agua a restituir es la misma debido a que las condiciones de salida del gas ácido en el tope del regenerador

son iguales. Aun

cuando es un requerimiento pequeño de potencia se observa una diferencia entre uno y otro sistema de 35%.

97

Tabla 33. Dimensionamiento del tanque de suministro Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Diámetro, pulgs

100

77

 Altura, pulgs

384

384

En cuanto a la altura se mantiene el tamaño en ambos sistemas, pero en el diámetro se observa diferencia, variando consigo el volumen total del tanque, correspondiendo básicamente a las tasas de circulación.

Tabla 34. Dimensionamiento del acumulador de reflujo Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Diámetro, pulgs

100

77

 Altura, pulgs

96

96

En cuanto a la altura se mantiene el tamaño en ambos sistemas, no obstante en cuanto al diámetro se observa una variación, modificando consigo el volumen total del acumulador, correspondiendo básicamente a las tasas de circulación.

Tabla 35. Especificaciones del condensador  Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Fluido interno

 Agua de enfriamiento

Agua de enfriamiento

Fluido Externo

Vapor

Vapor

Numero de pasos por la carcaza =

2

2

Numero de pasos por los tubos =

4

4

620.405,28

510.715,14

20.718,85

17.055,67

184,96

152,26

Característic as del Sistema

Cantidad de calor a retirar Qc,

Btu/hr  Flujo másico de agua requerido,

lb/hr   Area de transferencia de calor del 2 condensador, pie

98

Se asumió agua como fluido de enfriamiento, podría haber sido aire o cualquier otra corriente fría que estuviera disponible en la planta. Además se asumió que vapor circule por la carcaza debido a que es un fluido caliente y se desea enfriar para lo cual contribuye el ambiente. Calculado en base al procedimiento descrito en el capitulo 9 del GPSA. La diferencia en estos valores se debe principalmente al contraste en las cantidades de fluido que circulan en el tope del regenerador.

Tabla 36. Capacidad de la bomba de solución Característic as del Sistema Potencia requerida, bh p

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

237.24

153.27

Corresponde directamente con la diferencia en las tasas de circulación de solución en ambos sistemas. En este punto es importante resaltar la gran diferencia en la potencia requerida de aproximadamente 55%, con lo cual se muestra que el uso de las aminas reformuladas contribuye con los ahorros energéticos y por consiguiente disminuye los costos operacionales del procesamiento de una determinada corriente de gas natural.

Tabla 37. Especificaciones del absorbedor  Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Diámetro, pulgs

42

42

Número de platos teóricos

3,0

2,5

Número de platos reales

12

10

 Altura, pies

26

20

Para ambos sistemas se tiene el mismo valor ya que este depende principalmente, de la cantidad de gas que se maneja. Calculados partiendo del factor de absorción promedio de Krensen y Brown, descrito en el capitulo 19 del GPSA, asumiendo una eficiencia para los platos de 25%.

99

La diferencia se debe a la capacidad de absorción de gas ácido por cada uno de los solventes. La diferencia en la altura del absorbedor es proporcional al número de platos, asumiendo un espaciamiento entre platos de 24" para ambos sistemas. Adicionalmente con aminas convencionales es necesario instalar un extractor de espuma en el tope.

Tabla 38. Especificaciones del regenerador  Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

106

97

Número de platos teóricos

5

5

Número de platos reales

20

20

 Altura, pies

40

40

Diámetro, pulgs

Corresponde a la diferencia de volúmenes de solución manejados. Calculados en función del vapor de despojamiento, tal como está descrito en el capitulo 19 del GPSA, asumiendo una eficiencia para los platos de 25%. Los valores son iguales debido a que la cantidad de gas ácido a retirar en ambos casos es la misma.

Tabla 39. Costo estimado de la planta Característic as del Sistema

Monoetanolamina (MEA)

Metildietanolamina (MDEA+, UCARSOL)

Costo año 2004, Dólares USA, $

763.413

191.204

Se observa que el costo de inversión de la planta de UCARSOL es aproximadamente el 25% del costo de una planta de amina convencional.  Adicionalmente cabe resaltar la disminución de costos operacionales que representa la planta de UCARSOL®, discutidos anteriormente principalmente por la reducción en el consumo de energía.

100

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

CAPITULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones

Como consecuencia del estudio realizado para el diseño de una planta de endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas se puede concluir lo siguiente:

1.-

Aun cuando en la práctica se continúa empleando las plantas de endulzamiento

de gas natural con aminas convencionales, de acuerdo con los cálculos realizados se puede observar las grandes ventajas operacionales que tiene el uso de las aminas reformuladas. 2.-

La tasa de circulación de la solución acuosa requerida en una planta de

endulzamiento de gas natural con aminas reformuladas es mucho menor que la requerida con aminas convencionales, de ahí la consecuencia que la mayoría de los equipos sean más pequeños. 3.-

Producto de la diferencia de tasas de circulación debido al uso de una solución u

otra

los requerimientos de energía como carga calorífica en el rehervidor es de

aproximadamente un 55% menor en el caso de aminas reformuladas. 4.-

La principal desventaja del uso de aminas reformuladas se debe a que la mayoría

de estos procesos están patentados, trayendo como consecuencia altos costos de inversión y regalías que se deben cancelar por su uso. 5.-

En el caso de las aminas reformuladas se obvia el uso del reconcentrador o

recuperador de aminas ya que la degradación del solvente no es tan significativo como en las aminas convencionales, específicamente en el caso de MEA. 6.-

A consecuencia del menor grado de corrosividad

que tienen las aminas

reformuladas respecto a las aminas convencionales los costos de mantenimiento y operación son menores, adicionalmente trae como consecuencia una mayor vida útil de la planta, que en definitiva hace los proyectos más rentables. 102

7.-

El uso de cálculo computarizado facilita el análisis comparativo entre una planta

de endulzamiento con aminas reformuladas en contraste con una de aminas convencionales, cuando se emplea para la misma aplicación. 8.-

Algunos de los datos utilizados para la amina reformulada UCARSOL, dado que

no se encontraron, fueron supuestos igual que los de la Metildietanolamina (MDEA) convencional partiendo del conocimiento que la mayoría de las aminas reformuladas son preparadas en base a MDEA.

Recomendaciones

En cuanto a las recomendaciones tenemos: 1.-

Continuar realizando estudios acerca del tema para crear una base de datos y un

programa de simulación propio de la universidad, que permita relacionar las variables operacionales en cada punto de la planta. 2.-

Dado que en la actualidad no se tiene disponible todos los datos técnicos de las

aminas reformuladas debido a que la mayoría corresponde a procesos patentados, sería conveniente en el futuro correr los cálculos respectivos utilizando datos reales de algunas plantas ya instaladas con características similares a la aplicación específica que se quiera hacer. 3.-

De acuerdo a las características que presente los sitios donde en el futuro se

visualice la instalación de una planta o remodelación de una ya existente para endulzamiento de gas natural con aminas, tomar en cuenta el uso de las aminas reformuladas en la evaluación económica de los proyectos. 4.- Actualizar la información técnica,(revistas, documentos de investigación, congresos y reuniones técnicas a nivel mundial) respecto al tema de endulzamiento de gas natural en la biblioteca de postgrado de ingeniería de la Universidad del Zulia, con la finalidad de facilitar la creación de bases de datos actualizadas por parte de los estudiantes en futuros trabajos.

103

5.-

Para el cálculo del número de platos y su eficiencia es conveniente obtener un

procedimiento específico, tanto para el diseño de absorbedores como para torres de regeneración en el caso de plantas de endulzamiento de gas natural con aminas.

104