08 Endulzamiento y deshidratación del gas natural - Fernando Céspedes & Miguel Sagredo
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Del pozo se extrae una mezcla de :
Hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Agua
Arena (no consolidada)
Otros contaminantes.
El gas natural es una mezcla de hidrocarburos livianos que
se extrae de rocas porosas del interior de la corteza
terrestre.
El gas natural arrastra desde los yacimientos componentes
indeseables como son: el ácido sulfhídrico (H2S), dióxido
de carbono (CO2) y agua en fase gaseosa, por lo que se
dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e
hidratado; amargo por los componentes ácidos que
contiene, húmedo por la presencia de hidrocarburos
líquidos e hidratado por la presencia de agua que arrastra
desde el yacimiento .
No existe una composición o mezcla que se pueda tomar para generalizar la
composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición, de hecho
dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición diferente
entre si. También la composición del gas varia conforme el yacimiento va
siendo explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas
que es extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva
composición y evitar problemas operacionales
Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2
y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los mercaptanos
(RSH) (metilmercaptano, etilmercaptano), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros
(RS2) (disulfuro de carbono (CS2). El oxígeno (O2), el monóxido de carbono (CO),
mercurio (Hg), son también otras impurezas comunes en el gas natural.
Las especificaciones de calidad para el transporte y venta del gas natural son:
De acuerdo a los contaminantes que arrastre el gas natural desde elyacimiento se tiene que realizar el respectivo tratamiento para adecuarlo alas normas de calidad para su transporte y comercialización.
El arbolito de producción es un conjunto de válvulas automáticas y manuales, lascuales tienen la función de realizar la apertura o cierre del pozo en forma segura.
El arbolito de producción va por encima de un cabezal de pozo, el cual tiene comoobjeto el sostener a la tubería de producción y brindar sostén a las mismas
Es un conjunto de válvulas de dos o tres vías, que tienen manómetros, válvulas de retención y conexiones. Los objetivos del manifold son:
Centralizar en un solo lugar el control de los pozos.
Distribuir los pozos a diferentes separadores según el pozo este siendo medido (pozo en prueba o producción).
Enviar la producción de los demás pozos al separador general o a los separadores de grupo.
PASO DE HOMBREVALVULAS DE
SEGURIDAD Y
DE DISCO DE
RUPTURA
VISOR DE
NIVEL DE
AGUA
VISOR DE NIVEL
DE CONDENSADO
CONTROLADOR
DE NIVEL DE
AGUA
CONTROLADOR DE
NIVEL DE
CONDENSADO
Endulzamiento del gas natural es la eliminación de compuestos ácidos
(H2S y CO2) de la corriente gaseosa mediante el uso de tecnologías
que se basan en sistemas de absorción utilizando un solvente
selectivo. El gas alimentado se denomina ácido y el producto se
denomina gas dulce. Existen diferentes procesos de endulzamiento y
podemos citar a los siguientes:
Procesos con solventes químicos.
Procesos con solventes físicos.
Procesos con Soluciones mixtas o híbridas.
Procesos de Conversión Directa.
Procesos con lecho sólido o seco.
Procesos con membranas.
En Bolivia la remoción de gases ácidos se realiza con solventes
químicos como las aminas.
Por ejemplo:
Concentración del gas ácido a la entrada = 4.8 %
Concentración del gas ácido a la salida = 100 ppm
Seguridad del proceso que se realiza
(Concentraciones perjudiciales al ser humano ).
Control del proceso de corrosión en equipos y
cañerías.
Especificaciones de los productos producidos en
un proceso.
Disminuir los costos del proceso de compresión.
Satisfacer las normas de gestión ambiental.
Disminuye el poder calorífico del gas de venta.
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LAS AMINAS
EL PROCESO Y LOS EQUIPOS
LOS PROBLEMAS OPERACIONALES
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Las aminas son compuestos orgánicos derivados del Amoniaco NH3, y son productos de la sustitución de los hidrógenos que componen el amoniaco por sus grupos o radical alquilo (ETANOL).
Las aminas se clasifican de acuerdo al número de sustituyentes unidos al nitrógeno, existen las aminas primarias, secundarias, terciarias y formuladas.
MONO ETANOL AMINA (MEA) Fue la primera amina usada para estos procesos,
se la emplea a menudo cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es
decir, para bajas presiones y/o bajas concentraciones del gas ácido. La MEA es
una amina primaria, la de peso molecular mas bajo, por consiguiente es la mas
reactiva, corrosiva y volátil, se la usa en soluciones relativamente diluidas, tiene
las perdidas por evaporación mas altas, el porcentaje por peso de MEA en la
solución se limita entre un 10 % y 25 % por esa razón requiere mas calor para
su regeneración.
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DI ETANOL AMINA (DEA).- La DEA es una amina secundaria, la cual se usa
comúnmente en un rango de concentración entre 25 y 35% en peso. La carga
de gas ácido para la DEA se limita a 0.3 -0.4 mol/mol cuando se usan
equipos de acero al carbón. La DEA tiene calores de reacción más bajos y
una menor afinidad con el H2S y el CO2 con respecto a la MEA, puede usarse
en concentraciones más altas con cargas más grandes de gases ácidos La
mayor aplicación de la DEA es el tratamiento de gases de refinerías, en las
cuales se consiguen compuestos sulfurosos que podrían degradar la MEA
(por ejemplo COS, CS2).
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METIL DI ETANOL AMINA (MDEA).- La MDEA es una amina terciaria que
reacciona lentamente con el CO2; por lo cual, para removerlo, se requiere de
un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación
es el de remover selectivamente el H2S sobre el CO2, cuando las corrientes de
gas contienen ambos gases ácido. La MDEA necesita menor cantidad de calor
para regenerarse por que pueden usar concentraciones de 30-50% en peso y
debido a que causa menores problemas de corrosión se pueden operar a
cargas de amina rica en un amplio rango (0,6-0,8 mol de gas ácido /mol de
amina), tienen mas bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el calor
especifico más bajo.
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METIL DI ETANOL AMINA - ACTIVADA (A - MDEA).- La MDEA activada,
con licencia de BASF, Linde – Purgi, Parsons y otros, es una amina
terciaria combinada con la adición de una amina secundaria como
activador, el cual acelera la absorción cinética del CO2.. La MDEA activada
no se puede utilizar sola para la remoción selectiva del H2S debido a la
presencia del activador. Necesita menor cantidad de calor para
regenerarse por que pueden usar concentraciones de 30-50% en peso y
debido a que causa menores problemas de corrosión se pueden operar a
cargas de amina rica en un amplio rango (0,6-0,8 mol de gas ácido /mol de
amina).
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Sistema de amina.- Este proceso consta de dos etapas:
a)Absorción de gases ácidosEs la parte del proceso donde se lleva a cabo la retención del dióxido de carbono osulfuro de hidrógeno de una porción de la corriente de gas natural ácido utilizando unasolución acuosa a baja temperatura y alta presión.
b)Regeneración de la solución absorbenteEs el complemento del proceso donde se lleva a cabo la desorción de los compuestosácidos, diluidos en la solución mediante la adición de calor a baja presión, reutilizandola solución en el mismo proceso.
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SEPARADOR O FILTRO COALESCEDOR DE ENTRADA
SEPARADOR O DEPURADOR DE SALIDA
LA TORRE CONTACTORA O ABSORVEDORA
EL SEPARADOR TRIFASICO O TANQUE DE FLASHEO
EL INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA RICA / POBRE
LA COLUMNA O TORRE REGENERADORA
REBOILER O REHERVIDOR
AEROENFRIADOR DE REFLUJO
SEPARADOR O ACUMULADOR DE REFLUJO
BOMBA DE REFLUJO
ENFRIADOR DE AMINA
BOMBA BOOSTER Y BOMBA DE ALTA PRESION
RECLAIMING DE LA SOLUCION
LOS FILTROS DE PARTICULAS O MECANICOS
LOS FILTROS DE CARBON ACTIVADO
SISTEMA DE ACEITE CALIENTE
TUBERIAS
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Este equipo es el encargado de remover y separar los contaminantes que llegan con el flujo del gas, como ser: hidrocarburos líquidos, agua, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural para evitar la contaminación y degradación de la amina ,y también evitar formación de espuma en la torre contactora
El flujo del gas atraviesa primeramente unas empaquetaduras para llegar a una serie de filtros los cuales tienen dos funciones; coalescer las pequeñas gotas del líquido en una de mayor tamaño y retener en su superficie las partículas sólidas e impurezas. Los líquidos se acumulan en el cilindro inferior del equipo.
Desde aquí son removidos por el control de nivel a través de válvulas controladores de nivel hacia el sistema de estabilización.
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Es un recipiente colocado a la salida del sistema de amina, la solución de amina arrastrada
de la torre contactora es atrapada en el depurador de salida, el extractor de niebla
minimiza el arrastre de amina en el gas tratado. El líquido retenido es colectado en el
fondo del separador y enviado a la cámara o tanque de flasheo de amina rica por el
controlador de nivel.
Un aumento de nivel de amina en el scrubber o depurador de gas puede ser una indicación
de formación de espuma en la torre contactora
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.
El gas ácido que sale del filtro coalescedor entra al absorbedor por el fondo de la torre y fluye hacia arriba para entrar
en contacto directo con la solución de amina regenerada (amina pobre) que ingresa al plato superior del
contactor y fluye hacia abajo. En este contacto, el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido
a la solución.
El gas tratado que sale por el tope, sale con muy poca cantidad de componentes ácidos para poder entrar al depurador
de salida del sistema de amina. La solución que sale por el fondo de la absorbedora es la llamada solución
rica (amina rica en gases ácidos) que va a un tanque de flasheo.
Las reacciones química entre el gas acido y el solvente químico (amina) generan calor de manera que se observa un
aumento de temperatura, se produce una reacción exotérmica (Liberación de calor por el contacto intimo de la
amina con el gas en los platos)
GAS ACIDO
DRENAJE
AMINA POBRE
GAS DULCE
SEPARADOR DE
GAS DULCESEPARADOR DE
GAS AMARGO
FILTRO/SEPARADOR
AMINA
RICA
AMINA
CONTACTORA
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CALOR DE REACCION EXOTERMICA = Cantidad de calor tomado por el gas + cantidad
de calor tomado por la amina rica + calor transferido al medio ambiente
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.
Este equipo se emplea para separar gases ácidos y vapores de hidrocarburos, que se disuelven en la solución de amina en el contactor.
Los hidrocarburos producidos se usan como combustible o se manda a quemar.
El gas de flash contiene un alto porcentaje de CO2 al separarse de la solución de aminas por el descenso de presión (expansión)
provocado por la restricción del flujo de la solución con una válvula de control de nivel. Esto lo convierte en un gas de poder calorífico
pobre y con fuerte carácter corrosivo, potenciado por el hecho de que se encuentra saturado de agua al haberse separado de una
solución acuosa. Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la presión de la contactora es arriba de 35.2 kg/cm2 (500
psig) y tiene un tiempo de retención entre 5 a 30 minutos.
El uso de este equipo trae como beneficio lo siguiente:
Se reduce la corrosión en el intercambiador de calor
Minimiza el contenido de hidrocarburos en la solución de amina rica que pueden causar la formación de espuma en la torre regeneradora
Reduce la carga de gas acido a la torre regeneradora de amina
Se disminuye la demanda calorífica de la torre regeneradora
El gas que se recupera podría utilizarse como combustible.
FILTRO
MECANICO
TANQUE
FLASH
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La función de un intercambiador de calor de placas fijas es recuperar una parte del calor contenido en la solución
regenerada (amina pobre o limpia) caliente que sale de la torre regeneradora y transferirlo a la solución de amina rica.
Un problema común es la corrosión/erosión, es causado por la liberación de gases ácidos a la salida de la amina rica,
para evitar este problema es recomendable usar acero inoxidable en la tubería de este tramo, debe mantenerse
determinado nivel de presión sobre la solución de amina rica y controlar la temperatura a la salida del intercambiador.
El potencial de corrosión se aumenta cuando la carga de los gases ácidos se aumenta por una reducción en el flujo de
amina o en la concentración de amina que ingresa a la torre contactora.
AMINA POBRE
AMINA POBRE
AMINA RICA
AMINA RICA
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El propósito de la torre regeneradora es remover el gas ácido contenido en la solución
rica de amina mediante el suministro de suficiente calor a la solución para invertir el
sentido de la reacción ácido-base que ocurrió en la torre absorbedora. A medida que la
solución desciende, entra en contacto con los vapores del reboiler que suben dentro de
la torre. El vapor burbujea en la solución , en cada plato: retira los gases ácidos de la
solución y los transporta hacia la parte superior de la torre.
VENTEO DE CO2
ENTRADA DE
AMINA RICA
ENTRADA DE
REFLUJO
SALIDA DE
REFLUJO
VAPOR DE AGUA
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Es el equipo responsable de la compensación energética de la planta, allí se produce el calor necesario para vaporizar la
solución (Vapor de Agua) que regresa al regenerador , el vapor fluye en contracorriente con el liquido que cae y, en cada
plato, entra en contacto con la solución para lograr el equilibrio que permite el despojamiento del gas acido.
La precaución principal que debe tenerse en esta operación, es no exponer a la solución de amina a temperaturas
que puedan descomponerlo. Otro cuidado que se debe tener es que el CO2 sea totalmente eliminado del sistema por que el
gas ácido húmedo y caliente es altamente corrosivo, en altas concentraciones pueda causar daño al Reboiler.
El Reboiler está diseñado para vaporizar alrededor del 10% del peso de su alimentación y el nivel de la solución de amina
pobre está controlado por una válvula controladora de nivel que permite la sumergencia de la solución sobre el haz de tubo
por donde circula la fuente de calor que puede ser : fuego directo o aceite caliente .
AMINA POBRE
VAPOR DE
AGUA
HOT OIL
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El objetivo del sistema de reflujo es la eliminación de CO2 que sale en la solución (vapor de agua + CO2) por el tope de
la torre regeneradora, al pasar por el condensador de reflujo, el vapor de agua se condensa y los gases ácidos, también
conocidos como gases de cola se dirigen al acumulador de reflujo que es un separador gas - líquido donde ambas fases
son separadas,
El agua y la posible amina que cae al acumulador es bombeada por las bombas de recirculación como reflujo hacia el
tope de la torre de regeneración dando un enfriamiento adicional a la cabeza, además minimiza la pérdida de amina.
El gas ácido que ha sido removido de la torre regeneradora salen por el tope del acumulador de reflujo por medio de
una válvula de control de presión y son enviados a una línea de venteo o a incinerar.
AEROCONDENSADOR DE REFLUJO BOMBAS DE REFLUJO
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Se emplea para almacenar la amina pobre o limpia. Por efectos del trabajo diario, parte de la
solución, se pierde en el contactor y en el regenerador. A medida que desciende el nivel en el
tanque de abastecimiento, es necesario agregar solucion fresca.
Es preciso vigilar que, al agregar amina fresca o pura, se mantenga la concetracion agua /
amina recomendada en el diseño original y tambien verificar que la amina no entre en contacto
con el aire utilizando un colchon de gas inerte para evitar su degradacion por oxidacion.
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El líquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba booster, la cual aumenta la presión
de la solución lo suficiente para que circule por el aeroenfriador de amina, los filtros
mecánicos, filtro de carbón activado y llegue a la succión de la bomba de alta presión (reda)
para así evitar el paro de esta bomba por baja succión.
La bomba de alta presión aumenta la presion de la solucion de tal manera que pueda entrar
en el abservedor. El caudal o galonaje se regula desviando una porción del líquido de la
descarga de la bomba hacia una válvula de control ubicada en la succión de la bomba, la
máxima tasa de flujo se obtiene cuando está vávula de control de flujo ubicada en la
desviación (by-pass) se encuentra cerrada.
BOMBA
REDA
BOMBAS
BOOSTER
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Filtros de sólidos son usados antes de los filtros de carbón activado sirven para remover
partículas (tierra, productos de corrosión, sulfato de hierro, etc.) que puede causar
Espumación, corrosión, y gas dulce fuera de especificación.
Filtros de carbón activado Su función, es la purificación o limpieza de la solución de amina
empleada en el proceso de “endulzamiento” del gas natural.
Esta limpieza consiste en remover, por adsorción, los contaminantes orgánicos, residuos de
hidrocarburos, color, y productos de la degradación de la amina, que se van formando en la
solución de amina, al tratar con ésta el gas natural.
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FILTRO
MECANICO
FILTRO
MECANICO
FILTRO DE
CARBON
ACTIVADO
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La función del enfriador es enfriar la amina pobre proveniente del intercambiador
de calor a través de las persianas controladas automáticamente por un lazo de
control de temperatura que controlan que la temperatura de la amina pobre sea
ligeramente mayor que la temperatura del gas de entrada en la torre contactora (5
-15 F).
AMINA
POBRE
AMINA
POBRE
BOMBA
BOOSTER TEMPERATURE
CONTROLLED
LOUVERS
BOMBA DE
AMINA
TC TC
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a)Control de gas ácido a la salida de la planta
b) Control de la concentración de la solución
c) Control de suministro de calor en el rehervidor
d) Otros controles de la operación
- Caudal de circulación de amina.
- Temperatura de la solución de amina pobre.
- Control de la Relación de Reflujo
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PARÁMETROS FIJOS POR EFECTOS DEL DISEÑO
Presión del absorbedor. Se considera fija, con el
diseño.
POR EJEMPLO:
P = 1000 psia.
Número de platos:
Absorbedor: 18 platos.
Regenerador: 22 platos.
Temperatura de entrada del gas: 100 F
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4.2. PARÁMETROS CONTROLABLES
La tasa de flujo de la solución.
Donde: PM (amina) = Peso Molecular de la Amina
Q = Caudal de gas (MMPCND)
%AG = Porcentaje de gas agrio (%CO2 - % H2S)
ML = Carga de amina rica (mol de gas ácido por mol de amina)
Y(amina) = Gravedad especifica de la solución de amina
A%peso = Concentración de la solución de amina
La relación liquido – vapor (RLV) = Caudal Liquido (Amina)/ caudal de gas a
tratar
( min )
( min )
0,219*.( )
* *
* %
%
*
a a
a a
PMCirc US g
Q Amp
ML A o
G
pes
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Remoción de gas ácido (scf gas ácido/gal de amina)
RG =
La concentración de gas ácido en la solución rica. (Dependiendo del tipo de
amina utilizada)
0,30 moles de gas ácido por mol de amina ó 3,85 pies cúbicos de gas ácido
por galón de solución.
La concentración de gas residual (CO2) en la solución pobre.
0,005 moles de gas ácido por mol de amina (mol/mol).
( min )
( min )
31,72* * * %a a
a a
ML A peso
PM
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Debe estar 10 F por encima de la temperatura del gas.
La temperatura de la solución pobre debe estar por debajo
de 130 F. Por encima de este valor disminuye la capacidad
de la solución para retener el gas ácido.
Con aplicaciones selectivas, la temperatura de la solución
pobre debe estar tan baja como sea posible, pero nunca por
debajo de 80 F, porque empiezan a aparecer problemas con
la viscosidad.
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Indicador de Presión Diferencial (PDI)
<= 5 Psi
De lo contrario existe formación de
espuma en la torre de absorción.
Temperatura de entrada del gas <= 5 –
15 F Temperatura de entrada de la
solución de amina pobre
Evita la condensación de hidrocarburos
líquidos en la torre de absorción y por
ende la formación de espuma.
Diferencia entre la Temperatura de
salida del gas y la Temperatura de
entrada de la solución de amina pobre
<= 1 C.
Mantiene un Perfil de temperatura
adecuado y por lo tanto existe una
buena absorción de gas acido.
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CARGA DE CO2
TEMPERATURA
DE AMINACARGA DE CO2
TEMPERATURA
DE AMINA
TEMPERATURA DE
AMINA MAXIMA 185 °F
LA AMINA ES
ENFRIADA POR EL
GAS DE ENTRADA
El perfil no debe
ser lineal en
ningún momento
Temperatura alta
genera gas de salida
con mayor
temperatura
Perfil Continuo indica
que no hay reacción
en los platos
(equilibrio)
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CAUDAL DE LA SOLUCIÓN DE MEA H2S EN EL GAS TRATADO
gpm lts/min ppm,v
91 346 (comienzo) 2,5
89 338 2,8
87 338 3,1
85 322 3,4
83 314 3,7
81 306 4,0 (límite máximo)
Máxima concentración permisible
17% POR PESO DE MEA CONCENTRACIÓN DE H2S
gpm ltrs/min ppm,v
81 306 3.0
79 298 3.5
77 290 4.0
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Las condiciones ideales de operación se logran cuando:
El gas acido está en el máximo permitido. (1.96 -1.98)% CO2
El suministro de calor está en el mínimo.
Las perdidas de amina son aceptables. (1 a 3 Lbs/MMPC)
La corrosión está dentro de límites aceptables. (5 a 10 mpy/año).
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PRESIÓN EN EL REGENERADOR
Cuando la presión del regenerador es muy alta (25 lpcm o más), la
regeneración es pobre y la corrosión del lado de la amina pobre y en el
rehervidor es severa.
TEMPERATURA DEL REHERVIDOR
Para la mayoría de las unidades de amina, una presión de fondo en el
regenerador de 0 a 15 lpcm y una temperatura de 240 F a 260 F (115,5 C a
126 C ) , es suficiente.
Si esta temperatura se bajara a 230 - 235 F (110 a 113 C), podría aparecer
corrosión, especialmente cuando hay CO2 en el sistema.
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Hacer reversible la reacción H2S/CO2 Con:
- Calor de reacción
- Calor latente de la solución
- Calor para generar vapor de agua que suba por la regeneradora que se expresa en moles de H2O /
moles de Gas acido(Relación de REFLUJO).
Para optimizar el uso de energéticos Manteniendo las especificaciones del gas dulce, el flujo de aceite térmico al
reherbidor debe ser controlado por la temperatura en la parte superior de la regeneradora (190 – 210 F)
Si T <190 F Baja carga térmica en el rehervidor, que causa una baja eficiencia de desorción de gas acido
de la amina rica por insuficiente vapor generado para el fraccionamiento.
Si T >210 F Excesivo fraccionamiento, se puede perder amina en el sistema de reflujo.
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Es la razón de los moles de agua que regresan al regenerador entre los moles de gas acido que salen de la planta
Hay tres maneras de determinar la relación de Reflujo
Por la temperatura y presión de la parte superior dela regeneradora.
Flujo de agua de reflujo a la regeneradora agua deadición + agua perdida con los gases ácidos.
Demanda del calor del reherbidor - el calor sensiblede la amina - el calor de reacción de la amina
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Degradación de la solución.
Formación de espuma.
Arrastre de la solución.
Vaporización.
Trabajos de limpieza mal hechos.
Al cambiar el filtro, sin drenar previamente la solución.
Extractor de niebla del absorbedor: tapado o dañado.
Arrastre de solución en la corriente de gases de cola.
Arrastre en el venteo del tanque de expansión.
Temperaturas muy altas en el tope del regenerador.
(Por encima de 210 F al salir de la torre, antes del
condensador y por encima de 120 F después del
acumulador).
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Permitir que la amina se ensucie.
Recircular la amina sucia que queda entrampada en sumideros y drenajes, sin
purificarla.
Exponer la amina al contacto con el aire.
Se debe usar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento con una
presión de 1" a 2" de agua.
Altas temperaturas en el rehervidor.
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La espuma se origina por cambios en las propiedadessuperficiales. Cuando la tensión superficial es losuficientemente pequeña, la solución puede crear unacapa elástica muy delgada que puede encapsular unaburbuja de gas y formar pequeñas gotitas de líquido.Los contaminantes químicos mencionados tienden abajar esa tensión superficial que hace crecer latendencia a la formación de espuma.
Se la detecta por:
- Aumento brusco de la presión diferencial en lastorres contactora y regeneradora.
- Oscilaciones de niveles en los equipos de la planta.
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Hidrocarburos + ácidos orgánicos: Jabones de amina.
Altas velocidades del gas.
Sólidos suspendidos (Sulfuro de hierro, finos de carbón,partículas de óxido de hierro).
Productos de degradación de Amina y sales termo-estables.
Agua de adición (Contaminada).
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Mantener la temperatura de la amina pobre por lo menos 10 gradosF por encima de la temperatura del gas de entrada para minimizar la
condensación de hidrocarburos.
Adecuar la separación del gas de entrada para minimizar loshidrocarburos líquidos, sulfuros de hierro, partículas suspendidas y eltratamiento químico de los pozos.
Tener una apropiada limpieza previa a la puesta en marcha.
Minimizar la degradación de la amina protegiéndola de altastemperaturas, aire y contaminantes.
Adecuar la filtración mecánica y de carbón.
Verificación de formación de espumas con el agua tratada.
El uso temporal de antiespumantes, tanto siliconas, poli glicoles oalcoholes de alto peso molecular. Los antiespumantes en muchoscasos deberán ser considerados un tratamiento temporal hasta que lacausa raíz sea identificada y corregida.
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El procedimiento de arranque de la planta, se compone de tres etapas:
1. Establecer la circulación de la solución en la planta.
2. Aplicar calor al rehervidor del regenerador e iniciar el reflujo en la torre.
3. Abrir la corriente de gas ácido hacia el contactor y empezar el proceso de endulzamiento.
