capitulo ii procesos 2

INGENIERIA DEL GAS NATURAL

CAPITULO II

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

1.- PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

El gas natural que proviene de los pozos perforados durante la explotación de un yacimiento, generalmente posee características que lo hacen inadecuado para su distribución y consumo. Por esta razón, en la mayoría de los casos, los campos productores de gas cuentan entre sus instalaciones con plantas de tratamiento. En ellos el gas procedente de los pozos se adecua para el consumo, tanto doméstico como industrial.

El gas natural recibe, por lo general, un tratamiento anterior a su procesamiento y transporte. Este tratamiento tiene el objetivo de reducir las concentraciones de los contaminantes del gas natural hasta niveles permitidos por las normas y estándares industriales. Existen varios tipos de contaminantes y en el siguiente punto se detallan los principales.

Generalmente el gas natural que se produce a nivel mundial contiene CO2. Además, en muchas partes del mundo principalmente al norte de la línea ecuatorial, el gas natural contiene también H2S. Ambos compuestos son ligeramente solubles en agua; cuando estos gases se disuelven en agua forman una solución medianamente acidificada, razón por la que estos compuestos son llamados gases ácidos.

El gas natural que tiene concentraciones de H2S y CO2 por encima de los límites permisibles, tiene que ser tratado para removerle el gas ácido. Como el H2S reacciona con muchos compuestos, hay una gran variedad de procesos para extraerlo químicamente.

En pequeñas concentraciones, es económica su remoción haciéndolo reaccionar con compuestos sólidos secos como el óxido de hierro o el óxido de zinc. Cuando las concentraciones son altas, se usan los solventes. En cuanto al CO2, se extrae solamente usando solventes.

ING. NAHIR SARAH MEDINA A. Página 1


2.- ENDULZAMIENTO O DESACIDIFICACION

Se conoce como proceso de endulzamiento a la eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de absorción – agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto “gas dulce”.

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 CS2, 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.

2.1.- PROCESO DEL ABSORCIÓN CON AMINAS

El proceso de endulzamiento con solventes regenerativo consiste de dos etapas o pasos cíclicos que son los siguientes: a.- ABSORCIÓN DE GASES ACIDOS

Poner en contacto el gas natural conteniendo los gases ácidos con una solución pobre a alta presión y baja temperatura en una absorbedora o contactora. En esta parte del proceso donde se lleva a cabo la retención del Sulfuro de Hidrógeno y Dióxido de Carbono de una corriente de gas natural ácido. Esto ocurre a baja temperatura y alta presión.

b.- REGENERACIÓN DE LA SOLUCIÓN ABSORBENTE

La Regeneración de la solución rica o eliminación de los compuestos ácidos a baja presión y alta temperatura para obtener una solución pobre, una vez recuperada la amina se enfría y se recircula.

La FIGURA 2.1 .- PROCESO DE ABSORCIÓN DE AMINA, muestra el proceso de absorción convencional de amina.



FIGURA 2.1.- PROCESO DE ABSORCIÓN DE AMINA

Aunque esto parece sencillo, la operación del proceso requiere un funcionamiento armónico en los diferentes equipos. Si uno de los equipos en el tren no hace su parte apropiadamente, el tratamiento del gas es malo y se requiere apagar la planta, quemar el gas en la tea de “flare” y proceder a remediar la situación.

Una parada de planta que no esté programada, normalmente es muy costosa en este tipo de actividad.

Por lo tanto es necesario tener claro el propósito y las condiciones de operación de los equipos que conforman el tren de endulzamiento.

2.1.1.- SOLVENTES PARA TRATAMIENTO DE GAS

a).- Solventes Químicos a.1).- Solventes Químicos Regenerativos a.2).- Solventes Químicos no Regenerativosb).- Solventes Físicosc).- Solventes Mezclados o Mixtos



La FIGURA 2.1.1.- SOLVENTES PARA EL PROCESO DE ABSORCION, se detalla los solventes que se utilizan en los procesos de absorción.

FIGURA 2.1.1.- SOLVENTES PARA EL PROCESO DE ABSORCION

PROCESOS DE ABSORCION CON SOLVENTES FISICOS

CON SOLVENTES QUIMICOS

CON SOLVENTES MIXTOS

La selectividad de un agente endulzamiento es una medida del grado en la que el contaminante se elimina en relación a otros.

a).- SOLVENTES QUIMICOS

En este proceso los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo en solución, que circula dentro del sistema.Se clasifican en solventes químicos regenerativos y no regenerativos :

a.1).- SOLVENTES QUIMICOS REGENERATIVOS

La mayoría de los solventes químicos regenerativos para endulzamiento son alcanolaminas que corresponden a bases orgánicas débiles. Las alcanolaminas se forman por el reemplazo de uno, dos o tres átomos de hidrógeno de la molécula de amoníaco con radicales de otros compuestos generalmente alcoholes y glicol, para formar aminas primarias, secundarias y terciarias respectivamente.

Las aminas pueden considerarse como compuestos derivados del amoníaco (NH3) al sustituir uno, dos o tres de sus hidrógenos por radicales alquílicos o aromáticos. Según el número de hidrógenos que se substituyan se denominan aminas primarias, secundarias o terciarias. FIGURA a.1.- REPRESENTACION ESQUEMATICA DE LA ESTRUCTURA DE LAS AMINAS



FIGURA a.1.- REPRESENTACION ESQUEMATICADE LA ESTRUCTURA DE LAS AMINAS

Aminas primarias: MEA = monoetanolamina DGA = diglicolamina

Aminas secundarias: DEA = dietanolamina DIPA = diisopropanolamina

Aminas terciarias: TEA = trietanolamina MDEA = metildietanolamina

Las aminas que son bases, se combinan químicamente con los gases ácidos para formar sales inestables a moderadas temperaturas. Estas sales se rompen a temperaturas altas y bajas presiones (las reacciones químicas son reversibles al reversar las condiciones físicas de temperatura y presión).

Las reacciones químicas se muestra en la FIGURA a.1.1.- REACCIONES QUIMICAS DE SOLVENTES, y en la FIGURA a.1.2.- PROPIEDADES FISICAS DE SOLVENTES; se observa las propiedades físicas de varios solventes usados en el tratamiento del gas agrio; ambas cosas se muestran a continuación.



FIGURA a.1.1.- REACCIONES QUIMICAS DE SOLVENTES

Existe una nueva familia de solventes que tiene su base en aminas y se denominan solventes formulados. Su popularidad se debe a que permiten ahorros en tamaños de equipos y en energía sobre casi todas las otras aminas.

Las ventajas de la MDEA son válidas para estos solventes reformulados y normalmente estos la superan. La mayoría de estos solventes son formulaciones con base en la MDEA.



FIGURA a.1.2.- PROPIEDADES FISICAS DE SOLVENTES



Los beneficios que los fabricantes de estos solventes aseguran son:

Para nuevas plantas: reducir corrosión reducir rata de circulación disminuir los requerimientos de energía equipos más pequeños debido a la reducción en la rata de

circulación

Para plantas existentes: incrementar su capacidad, (mayor rata de carga, o mayor

composición de gas ácido de entrada) reducir corrosión reducir rata de circulación disminuir los requerimientos de energía

Entre las compañías que ofrecen este upo de solventes están:- Dow Chemical Company = GAS/SPEC™- Huntsman = TEXTREAT™- Union Carbide Corporation = UCARSOL™

En la TABLA a.1.3.- COMPARACIÓN DE PROCESOS DE ABSORCIÓN CONSOLVENTES QUÍMICOS DE ENDULZAMIENTO, que se presenta a continuación, se muestra un resumen de algunos parámetros de comparación para diferentes solventes químicos usados en endulzamiento de gas natural. Los datos se obtuvieron en forma teórica para una planta que procesa 50 MMscfd (1,4 MMm3d ) de gas agrio con un contenido de gas ácido (H2S + CO2) de 12 % vol.

TABLA a.1.3.- COMPARACIÓN DE PROCESOS DE ABSORCIÓN CONSOLVENTES QUÍMICOS DE ENDULZAMIENTO

Solvente % peso solución con agua

Rata de Circulación

gpm

Carga molar

moles gas ácido/mol solvente

Scf gas ácido

removido/gal de solución

Vapor de despojo

lb/gal sol. lb/h

MEA 18 1475 0,3 2,82 1,2 106 200

DGA 60 870 0,25 4,8 1.5 78 300

DEA 25 865 0,62 4,82 1,1 57 090

DEA(SNPA) 25 485 1,1 8,56 1,1 32 00

MDEA 35 865 0,5 4,82 1 51 900

K2CO3 30 1550 0,3 2,69 0,5 45 500



Las aminas (alcanolaminaas) usadas para la remoción de lo contaminantes ácidos del gas natural son:

- MEA Monoetanolamina (PM = 61,08)- DGA Diglicolamina (PM = 105,14)- DEA Dietanolamina (PM = 105,14)- DIPA Diisopropanolamina(PM = 133,19)- MDEA Metildietanolamina (PM = 119,17)- TEA Trietanolamina (PM = 148,19)

a.2).- PROCESOS CON SOLVENTES QU ÍMICOS NO REGENERATIVOS

Cuando el gas es solamente ligeramente agrio es decir, contiene tan sólo unas pocas ppm de H2S, un proceso de endulzamiento simple tiene ventajas económicas sobre los procesos típicos descritos anteriormente. Este proceso limpia el gas agrio quitándole el H2S consumiéndose el solvente químico del proceso. Por lo tanto es necesario reemplazar el químico periódicamente y disponer en forma segura los productos de la reacción que contienen el azufre. En la Tabla se presenta un resumen de los solventes más comunes usados para este propósito. El proceso consiste de una torre que contiene la solución química a través de la cual se hace burbujear el gas agrio.

TABLA a.2 .- RESUMEN DE PROCESOS DE H2S NO REGENERATIVOS

Nombre de Marca

Químico Base

Método de

Aplicación

Método de Disposició

n

Problemas

Scavinox Formaldehido

60 % en metanol

Pozo profundo

Olor repugnant

eChemswee

tZnO Masa con

aguaMaterial de

rellenoDisposició

n

Slurrisweet

Fe2O3 Masa con agua

Material de relleno

Disposición

Sulfa-Check

NaNO2 Solución con agua

Material de relleno

Disposición

Suífa-Scrub

Triazina Químico en torre o

tubería

Pozo profundo

Alto costo

El proceso Sulfa-Scrub es el desarrollo más reciente. El químico usado en este proceso es triazina la cual reacciona con H2S pero no con CO2.



El producto final puede inhibir corrosión y es soluble en agua; por lo tanto, su disposición puede hacerse adicionándolo simplemente a un sistema de disposición de agua.

b).- SOLVENTES F ÍSICOS

Los solventes físicos no reaccionan químicamente con los gases ácidos, pero tienen una alta capacidad física absortiva.

La cantidad de gas ácido absorbido es proporcional a la presión parcial del soluto, y no hay un límite superior evidente debido a saturación, como en el caso de los solventes químicos. Los solventes físicos de absorción tienen la ventaja de que se regeneran por separación con reducción de presión, y por lo tanto no requieren de mucho calor en la columna despojadora.

Esto hace que los solventes físicos sean muy útiles en procesos gruesos de remoción de gas ácido, seguidos por una limpieza final usando un solvente químico si H2S está presente. Con los solventes físicos es difícil alcanzar especificaciones estrictas para H2S y tienen la tendencia a remover hidrocarburos pesados.

Algunas compañías licenciadoras de procesos con solventes físicos son:

- Union Carbide = Selexol Usa un derivado de glicol polietileno.

- Flour Corporation = Fluor Solvent Usa carbonato de propileno anhidro.

- The Germán Lurgi Company & Linde A. G. = Rectisol Usa metanol como solvente.

- Ralph M. Parsons Company = PurisolUsa n-metil 2-pirrolidona (NMP).

- Eickrneyer & Associates = Catasol No se reporta el solvente básico.

c).- SOLVENTES MEZCLADOS

Las formulaciones de solventes mezclados contienen solventes físicos y químicos en una solución acuosa. Tienen la ventaja de que reaccionan químicamente con los gases ácidos, con lo cual aseguran altos niveles de remoción de H2S, así como altas cargas de gases ácidos cuando la presión parcial es alta.



Adicionalmente, el solvente físico en solución remueve más de los compuestos de azufre menos reactivos como son COS, CS2 y RSH (mercaptano). Otras ventajas son la economía de calor, bajas pérdidas debido a baja presión de vapor y baja rata de corrosión. Una desventaja de los solventes mezclados es el hecho de que el componente solvente físico absorbe hidrocarburos pesados del gas, algunos de los cuales se van con la corriente de gas ácido como alimento a la planta de azufre.

Entre los licenciadores de procesos que utilizan este tipo de solventes se encuentran:

- SHELL E&P TECHNOLOGY COMPANY = SULFMOL

El proceso se usa para remover H2S, CO2, COS, CS2, mercaptanos y polisulfuros al gas natural. Es una mezcla del solvente físico Sulfolane, agua y uno de los solventes químicos DIPA (Sulinol D) o MDIZA (Sulfinol M).

Este proceso es económicamente atractivo para tratamiento de gases con alta presión parcial de gases ácidos y es muy bueno para gases pobres muy agrios. Si se desea, el Sulfinol M deja pasar el CO2.

- EXXON = FLEXSORB PS - UOP - HI PURE

Este proceso es una combinación del proceso convencional con carbonato de potasio Benfíeld y el proceso con alcanolamina. La corriente de gas se pone primero en contacto con carbonato de calcio siguiendo luego una absorción con amina. Con este proceso se pueden lograr concentraciones de salida para CO2 tan bajas como 30 ppmv y de H2S de 1 ppmv.

3.- EQUIPOS Y FUNCIONAMIENTO DE LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA


Gas

Agrio

Absorbedor

Rehervidor

Recuperador (opcional)

Regenerador

Acumulador de Reflujo

Condensador

Tanque de Abastecimiento

Tanque de Venteo

Intercambiador Amina-Amina

Gas Dulce


En la GRAFICA 3.- ESQUEMA GENERAL DE UNA PLANTA DE AMINA, se puede ver el proceso de endulzamiento convencional de una planta de Amina.

FIGURA 3.a- ESQUEMA GENERAL DE UNA PLANTA DE AMINA

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:

Separador de Entrada Absorbedora o Torre Contactora Tanque de Venteo o Flash Intercambiador de Calor Solución Rica/Pobre Regenerador o Despojadora Rehervidor Reclaimer (Recuperador)


Separador de entrada


Condensador Tambor de Reflujo Tanque de Almacenamiento de Solución Bomba de Solución Filtros

3.1.- SEPARADOR DE ENTRADA

Como se ilustra en la FIGURA 3.1.- ESQUEMA GENERAL DE UNA PLANTA DE AMINA la primera vasija en esta unidad es el separador de entrada. Su propósito es separar las diferentes fases de los fluidos contaminantes 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, como muestra la FIGURA .- SEPARADOR TRIFÁSICO UTILIZADO EN LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO

FIGURA 3.1.- SEPARADOR TRIFÁSICO UTILIZADO EN LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO

Si el separador es más grande de lo necesario no es problema, pero si es pequeño, será la causa de muchos problemas en la operación de la unidad. La temperatura de los fluidos que entran no debe estar a más de 5 a 10 °F por encima de la temperatura de formación de hidratos a la presión de operación (≈ 500 psia), para facilitar la condensación de la mayor cantidad posible de hidrocarburos pesados.

3.2.- ABSORBEDORA O TORRE CONTACTORA


Torre Absorbedora

Entrada de Gas Natural Agrio

Solución de Amina Rica

Salida de Gas Natural Endulzado

Solución de Amina Pobre

AminaH2SCO2H2OHidrocarburos

Enfriador deAmina Pobre


La absorbedora o contactora es una vasija vertical a presión que contiene entre 20 -24 platos, o un número de etapas equivalentes en empaque. En ella ocurre la transferencia de masa de los gases ácidos contenidos en el gas al solvente de endulzamiento. El grueso de la absorción ocurre en los primeros cinco platos del fondo de la torre. FIGURA 3.2. ESQUEMA DEL ABSORBEDOR DE UNA PLANTA DE AMINA

FIGURA 3.2.- ESQUEMA DEL ABSORBEDOR DE UNA PLANTA DE AMINA

El proceso de absorción del 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 temperatura de la amina pobre que entra al 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 H2S será 120 °F y para CO2 150 °F.

La solución que sale por el fondo del absorbedor, dependiendo de la composición del gas natural agrio, así como del diseño y operación de la planta, normalmente contiene:

Agua Aminas Componentes ácidos (principalmente CO2, H2S y algunas veces en menor

proporción COS, CS2 y mercaptanos) Gas natural que ha quedado en la solución Hidrocarburos líquidos retirados de la corriente de gas Sólidos y otras impurezas

La cantidad de hidrocarburos líquidos que pasa a la solución de amina, aumenta a medida que sube la presión de operación y/o disminuye la 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+ 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 más común es llamarla rica, debido a que se ha enriquecido de los componentes ácidos.

Esta solución fluye hacia el tanque de venteo, utilizando un controlador de nivel que abre y cierra una válvula instalada entre el fondo del absorbedor y dicho tanque, para garantizar una altura de líquido constante en el fondo del absorbedor.

La presión de operación de la contactora puede variar considerablemente de planta a planta, pero en operaciones de alta presión, la mayoría de ellas opera en el rango de 950 a 1,000 psia (66,8 a 70,31 kg/cm2), de esta forma el gas dulce puede entrar a la línea de gas de venta a un nivel de presión de 900 psig o más.



Un problema que debe evitarse en la contactora es la formación de espuma, la cual puede detectarse mediante medición continua de la presión diferencial a través de la contactora, entre el gas de entrada y el gas de salida.

En los platos en los cuales se presenta espuma, la solución tiende a mantenerse sobre ellos incrementándose la cabeza hidrostática. El gas va acumulando dicha cabeza hidrostática entre los platos de fondo y de cima, a medida que burbujea a través del líquido en cada plato.

FIGURA 3.2.1.- TORRES CONTACTORAS Y RECUPERADORAS DE AMINA

3.3.- TANQUE DE VENTEO O FLASH

Es utilizado para separar el gas que se disuelve en la solución. Normalmente es requerido, excepto cuando la presión del absorbedor es muy baja.

El propósito de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución, los cuales se pueden utilizan como gas combustible. De esta manera se evita la formación de espuma y se logra una mejor operación de la planta.

El tanque de venteo o flash tiene una presión de 75 a 100 Psi.Lo normal es que contenga una cantidad excesiva de CO2, por lo que se

reduce de manera considerable el valor calorífico, pero también puede tener H2S 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.


Entrada deAmina Rica

Amina Rica Sin Hidrocarburos

Drenaje deHidrocarburos

Intercambiador Amina - Amina

Amina Rica Hacia el Regenerador

Control de Presión

Control de Nivel

Contactor delTanque

de Venteo

Entrada deAmina Pobre

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.

Finalmente son drenados a través de una válvula que puede ser manual o dirigida por un controlador de nivel. FIGURA 3.- ESQUEMA DEL TANQUE DE VENTEO AMINA

FIGURA 3.3.- ESQUEMA DEL TANQUE DE VENTEO AMINA

El uso de este equipo trae como beneficio lo siguiente:

- Reducir erosión en los intercambiadores amina rica - amina pobre.- Minimizar el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.- Reducir la carga de vapores a la despojadora.



- Permitir usar el gas que se libera como combustible, mediante endulzamiento en una pequeña torre en la parte superior del tambor.

Cuando hay presencia de hidrocarburos pesados en el gas natural, se usa este tanque para retirarlos. El tiempo de residencia puede variar entre 5 y 30 minutos, dependiendo de los requerimientos.

FIGURA 3.3.1.- TANQUE FLASH

3.4.- INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA RICA/POBRE

El propósito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de la energía de la amina pobre o limpia que sale del regenerador.

Normalmente este intercambiador se hace de acero al carbón, pero algunas veces los tubos se hacen de acero inoxidable para alargar el tiempo de vida del equipo. Uno de los equipos más comunes para este servicio es el intercambiador de casco y tubos.

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(cerca del punto de ebullición de la amina) para hacer más fácil la separación de los gases ácidos que transporta.

El regenerador por lo general, se opera a una presión que varía entre 4 y 8 Psi. A esta presión, los gases que contienen la solución rica se evaporan a medida que se calienta la solución.



La solución rica sale del tambor mediante una válvula de control de nivel y como el gas tiende a liberarse de la solución a medida que el solvente rico es calentado, debe mantenerse determinado nivel de presión sobre el líquido.

Por esta razón la válvula de control de nivel debe ser la última pieza de equipo a través de la cual pasa el solvente rico antes de entrar a la columna despojadora. Por lo tanto esta válvula que controla el nivel en el tambor flash, debe montarse sobre la boquilla de alimento a la despojadora.

Si se usa carbonato de potasio como solvente, no se requiere este intercambiador puesto que la solución contacta al gas en la absorbedora a alta temperatura. Esto representa un significativo ahorro de energía para este proceso comparado con el proceso de amina. FIGURA.- INTERCAMBIADOR AMINA RICA/POBRE

FIGURA 3.4.1.- INTERCAMBIADOR AMINA RICA/POBRE

Los principales problemas de operación con este tipo de intercambiador, son corrosión y ensuciamiento. Falla de un tubo debido a corrosión se puede notar por un incremento súbito del gas ácido residual en el solvente regenerado, debido a fugas de la solución rica hacia la solución pobre que opera a más baja presión. El ensuciamiento se detecta mediante seguimiento rutinario de la eficiencia de transferencia de calor en el intercambiador.



3.5.- REGENERADORA O DESPOJADORA

El propósito del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica.Las reacciones químicas por las cuales los gases ácidos son removidos por el solvente en la contactora tienen que ser reversadas. Esto se hace bajando la presión de la solución a alrededor de 12 a 15 psig (0,84 a 1,05 kg/cm2) y calentando a la temperatura de ebullición a esta presión. Lo anterior ocurre en una vasija de baja presión llamada regeneradora o despojadora.

La solución rica 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 a medida que ascienden suministran el calor para despojar los gases ácidos de la solución rica. La solución regenerada ahora pobre, sale por el fondo o por el rehervidor de la torre.

En una planta de amina, la torre de regeneración por lo general contiene entre 18 y 24 bandejas

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. 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.

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 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.


Condensador

Amina Rica

Acumulador de

Reflujo

H2S y CO2

Torre Regenerador

a

Rehervidor

Recuperador

Intercambiador Amina -

Amina


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.

FIGURA 3.5. ESQUEMA DEL REGENERADOR AMINA



FIGURA 3.5.1.- TORRE REGENERADORA DE AMINA

3.6.- REHERVIDOR

El rehervidor suministra el calor para la regeneración del solvente. La precaución principal que debe tenerse en esta operación, es no exponer el solvente a temperaturas que puedan descomponerlo. Por lo tanto, el medio de calentamiento en el rehervidor no debe sobrepasar los 340 °F (171 ºC).

El calor puede ser suministrado por vapor de agua o glicol caliente en un rehervidor de casco y tubos, o por un horno de fuego directo, el cual se diseña para que la temperatura máxima de pared en los tubos sea la requerida para calentar la solución pero que se evite la degradación térmica.

3.7.- RECLAIMER (RECUPERADOR)

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 en vapores. El caudal de vapor (Amina+agua) que regresa al fondo del regenerador, es regulado con un controlador de nivel instalado en el recuperador. Estos vapores ascienden desde el fondo del regenerador, contribuyendo al despojamiento de los gases ácidos que trae consigo la solución rica.

FIGURA 3.7.- ESQUEMA DEL REHERVIDOR Y RECUPERADOR

Cuando se usa monoetanolamina (MEA) o diglicolamina (DGA), generalmente se usa un rehervidor adicional "Reclaimer", para remover productos de la degradación del solvente, sales, sólidos suspendidos, ácidos y compuestos de hierro.

Normalmente “soda ash” o cáustica se adiciona al reclaimer con MEA para obtener un pH entre 8-9, para DGA no se requiere adición de solución básica. La rata de circulación en el reclaimer está entre 1 - 3 % del total de la circulación de amina.


Regenerador

Amina PobreIntercambiadorAmina-Amina

Control deNivel

Amina a alta T regresaal Regenerador

Gas Combustible o Vapor

Rehervidor

Recuperador

Drenaje

Torre Empacada

Gas Combustible o Vapor

Vapor Condensado


3.8.- CONDENSADOR

La corriente de vapores que sale caliente por el tope de la despojadora está compuesta por H2S, CO2, algo de hidrocarburo gaseoso disuelto, un poco de vapor de agua y solvente.

Esta corriente caliente de vapor pasa por un condensador que generalmente es aéreo, donde se enfría hasta la mínima temperatura que permita el aire, para minimizar las pérdidas de solvente y agua en fase de vapor en el gas ácido.

La mayoría del agua y el solvente químico se condensan y son separadas del gas ácido en el tambor de reflujo.

3.9.- TAMBOR DE REFLUJO

La corriente en dos fases proveniente del condensador entra a un separador llamado tambor de reflujo. El líquido condensado principalmente agua con una pequeña cantidad de solvente químico, se bombea a la cima de la despojadora como reflujo.

El reflujo ayuda a reducir la cantidad de solvente químico en la sección de cima de la despojadora disminuyendo sus pérdidas. La rata de reflujo normalmente está entre 1-1,5 moles de agua retornada como reflujo por mol de gas ácido liberado en la despojadora.

3.10.- 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 de Agua


FIGURA 3.10.- ESQUEMA DEL TANQUE DE ABASTECIMIENTO DE AMINA

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.

3.11.- BOMBA DE SOLUCI ÓN 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.


Gas CombustibleEntrada Amina

Fresca

Cámara de Gas

Bomba de Amina

Amina Pobre que viene del

Intercambiador Amina-Amina

Filtro

Amina Pobre hacia el Absorbedor


3.12.- 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 H2S, por razones de seguridad este debe ser instalado en la solución pobre, de no existir H2S podría estar colocado del lado de la solución rica.

El proceso de filtración del solvente pobre es de mucha ayuda para tener una operación exitosa de una unidad de tratamiento de gas. La cantidad de la corriente a ser filtrada debe ser tan alta como sea práctico y varía en un rango tan amplio corno 5 a 100 % de la corriente total.

FIGURA 3.12.- FILTROS MECÁNICOS UTILIZADOS EN LA PLANTA DE ENDULZAMIENTO

Generalmente se hace en dos etapas, primero a través de un filtro de elementos tipo cartucho, en el cual se remueven tamaños hasta de 10 micras y posteriormente a través de un filtro con carbón activado, en el cual se remueven hidrocarburos y otros contaminantes hasta un tamaño de 5 micras, e incluye el mecanismo de adsorción. El objetivo es mantener limpia la solución para evitar espuma.



3.13.- 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.



E - 202

20 -

30 G

PM

F - 212B F - 214 F -212A

F - 210

TK - 205 200 BBLS.

T - 178 °F

T - 203 T - 206

V - 216DEPURADOR

AC - 215

P - 201 A/B

P - 21925 GPM

F - 208425 GPM

P - 217 A/B

TK - 219 2000 GAL.

36" IDX10' 1350 # 11 F. PECO 1 MC.

E - 210

TORRE CONTACTO AMINA

20 PLATOS

V - 204

DPT

203

H - 240

P - 218 A/B25 GPM 50 #

P - 202 A/B420 GPM 85 #

AC-209

TK - 221

150 BBLS.

FIT

203

FE

230

V - 220

FVC - 230

FVC - 201BBY-PASS

FVC - 201A

PECO 19 ELM.5 MC.

PECO 21 ELM.

PECO 19 ELM.5 MC.

UN

ION

1800

RP

M 4

20 G

PM

MOTOR 50 HP

MOTOR 2 HP

FE

201

PECO 51 ELM. 5 MC.

SDV - 208 LCV - 203

FCV- 203

LCV- 204

SD

V-

210

SD

V-

212

LCV - 208

PCV - 208

A QUEMADOR

PCV - 216

VENTEO (CO2 A ATM.)1,100 MMPCD

MOTRO 5 HP

BOMBA 36 GPM 3600 RPM

MOTOR WAUKESHA496 HP 1800 RPM

BO

MB

AS

CE

NT

RIF

. 410 G

PM

11 E

TA

PA

S 3600

RP

M

LCV - 216

LC

V -

207

E - 207T - 243 °F

P - 11 PISG

V - 208

T - 138°FP - 80 PSIG

AGUA DESMIRALIZADA 5.5 PH

AMINA 85% PUREZA (DIETALONAMINA)

AMINA POBRE: CONC. 34%, SAT. 0,035%, PH 10.8

GAS ENTRADA( CO2 3.586%)

AM

INA

RIC

ATORRE

REGENERADOR AMINA 20 PLATOS

GAS SALIDA ( CO2 0.25%)

T 110°F 1170 PSIG

GA

S S

AL

IDA

T 1

30

°F 1

175

PS

IGG

AS

EN

TR

DA

T 1

00 °

F 1

180

PS

IG

AM

INA

RIC

A:

CO

NC

. 32

%, S

AT

.0.3

5%

, P

H 9

.6

TORRET - 138 °F

P - 1180 PSIG

AR. P - 80 PSIG T - 138 °F

AR. P - 80 PSIG T - 205 °F

AR

. P

- 8

0 P

SIG

T -

205

°F

P - 11 PSIGTF - 243 °F

ACEITE MEDIO CALIENTE 345 °F

BO

MB

AS

1116

GP

M

MO

TO

R 5

0 H

P

TK M.CALIENTEP-24 PSIG T 228°F

HA

CIA

EL

CA

LE

NT

AD

OR

H -

240

HA

CIA

R

EB

OIL

ER

E

- 2

07

AM

INA

PO

BR

E

AMINA REGENERADA ( POBRE)

AP

. P

- 1

1 P

SIG

T -

242 °

F

AP

. P

- 8

PS

IG T

- 1

80 °

F

AP

. T

120 °

FP

- 9

5 P

SIG

MOTOR 5 HP

T-2

16 E

-207

F-2

08-2

12

-214

V -

204

-208

-216

TK. DRENAJE

DRENAJE V - 03 Ó API

ALIVIO

SP. 244 °F

FC

V -

207

D.O

.

LINEA DE GAS

AMINA RICA

AMINA POBRE

AGUA DESMINERALIZADA

ACEITE MEDIO CALIENTE

DRENAJE A API

PROV - 5PROV - 4

PROV - 7

PROV - 6

FIGURA 3.b.- ESQUEMA DE UNA PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA



4.- OPERACIONES DE ARRANQUE DE PLANTA Y OPERACIONES DE RUTINA

4.1.- ARRANQUE DE PLANTA

Al momento del arranque de planta, se deben seguir una serie de pasos, descritos a continuación, siguiendo la Fig. 2-16, para establecer el flujo de proceso que se presenta en una planta endulzadora de gas natural.

FIGURA4.1.- ARRANQUE DE PLANTA DE AMINAS

PASOS:1. Arranque la bomba2-A. Fluido en el fondo del absorbedor2-B. Controlador de nivel en servicio3-A. Solución en el tanque de venteo3-B. Controlador de nivel en servicio.4-A. Nivel de líquido en el regenerador4-B. Controlador de nivel en servicio5-A. Estabilice la circulación en la planta5-B. Abra la fuente de calor6. Condensador de reflujo en servicio7-A. Líquido en el acumulador7-B. Arranque de bomba



7-C. Controlador de nivel en servicio7-D. Aumente calor en el rehervidor7-E. Tasa de flujo en el nivel de diseño8. Enfriador de amina en servicio9. Gas ácido al absorberdor10. Solución limpia al contactor pequeño11. Estabilice: Presión, nivel de líquido, temperatura y

caudales12. Arranque el recuperador

4.2..- OPERACIONES RUTINARIASUna vez establecido el régimen de funcionamiento de la planta de

endulzamiento, se deber seguir ciertos pasos, para un correcto funcionamiento, en este caso se maneja la Fig. 2-17, para seguir el proceso de endulzamiento.

FIGURA 4.2.- OPERACIONES RUTINARIAS

PASOS:1-A. Verifique el contenido de gas ácido en el gas tratado1-B. Ajuste el caudal de la solución pobre



1-C. Ajuste la carga calorífica del rehervidor2. Verifique el nivel en cada recipiente3. Verifique la caída de presión en los filtros 4. Limpie o cambie los elementos5. Temperatura de la solución 10 °F por encima de la

temperatura de la carga. 6. Ajuste el nivel de agua o aire de los enfriadores7. ¿Presión en el tanque de venteo y en el regenerador?8. Verifique el caudal de la solución:

- hacia el absorbedor principal; - hacia el contactor pequeño

9. Verifique la operación del recuperador. Revise el manual.


capitulo ii procesos 2

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