ENDULZAMIENTO DEL GAS

NATURAL CON AMINAS

DANIELA RIOS

JOSE ARIEL ROJAS ALVAREZ

LIMBERG RIVERO VERA

MOISES GOMEZ MARQUEZ

CARLOS SANCHES A.

CALEB ARUCHARI P.

El uso de las aminas es uno de los

procesos más importantes en el

endulzamiento de gas natural, para la

eliminación de gases ácidos por

absorción química con soluciones

acuosas, para remover H2S y CO2 de

una corriente de gas natural, las aminas

son generalmente las más aceptadas y

mayormente usadas.

El objetivo del sistema de tratamiento de gas,

es remover el exceso de H2S y CO2, a través

de su tratamiento con una solución de amina.

La remoción del dióxido de carbono, es

sumamente importante, porque el dióxido de

carbono reduce el poder calorífico del gas

natural. el dióxido de carbono, también es

ácido y en consecuencia corrosivo en

presencia de agua libre.

*Remoción completa de gases ácidos desde

concentraciones medias a altas, aún a caudales de gas

altos, con consumos despreciables del reactante.

*Costos operativos relativamente bajos por libra de sulfuro

removido, comparado con los procesos en tandas.

La composición de la solución puede prepararse de

acuerdo a la composición del gas ácido.

*Grandes cantidades de compuestos de sulfuros orgánicos

también pueden ser quitados cuando se añade un solvente

físico a la solución de amina.

*Alta inversión de capital, comparada con

los procesos baches.

*Los costos de operación y mantenimiento

son significativos.

*Algunos de los procesos como el sulfinol,

o el flexosorb, requieren licencia o pago de

patentes.

Existen varios procesos utilizados para el

endulzamiento del gas natural:

1.-Procesos con solventes químico.

2.-Procesos con solventes físico.

3.-Procesos con solventes híbridos ò mixtos.

4.-Procesos con solventes para remoción de

H2S (conversión directa).

5.-Procesos de lecho sólidos o seco,

membranas y otros.

6.-Procesos criogénicos.

Para seleccionar un proceso se deben tener en

cuenta factores, tales como:

*Especificación del gas de entrega.

*Volumen del gas que se desea tratar en la planta

de aminas.

*Corrosión.

*Costos de Inversión - Operación - Mantenimiento.

*Temperatura y Presión del gas a ser tratado.

• 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.

Las aminas son compuestos incoloros que se

oxidan con facilidad lo que permite que se

encuentren como compuestos coloreados. los

primeros miembros de esta serie son gases con

olor similar al amoníaco. A medida que

aumenta el número de átomos de carbono en la

molécula, el olor se hace similar al del pescado.

Las aminas aromáticas son muy tóxicas se

absorben a través de la piel.

Monoetanolamina (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 más bajo. Por consiguiente

es la más reactiva, corrosiva y volátil. Por eso se la usa en

soluciones relativamente diluidas, tiene las pérdidas por

evaporación más altas, requiere más calor para su

regeneración y tiene el recobro de hidrocarburos más bajo.

Las aminas primarias forman ligaduras más

fuertes con los aniones de gas ácido, que las

aminas secundarias y terciarias. es por ello que

el proceso de regeneración, que implica la

descomposición de las sales formadas durante la

absorción de los gases, es más difícil.

Para aumentar la regeneración se usa

generalmente un recuperador que opera a

temperaturas más elevadas que el rehervidor.

Dietanolamina (DEA)

Es el solvente endulzante más ampliamente

usado. si se lo compara con la mea, tiene calores

de reacción más bajos con el H2S y con el CO2,

es menos corrosivo y puede usarse en

concentraciones más altas con cargas más

grandes de gases ácidos. Esto se traduce en una

tasa de circulación reducida, que significa costos

de capital y operación menores.

La DEA también es muy resistente a la

degradación producida por los RSH y COS. su

mayor desventaja es la incapacidad de

desprenderse del CO2, y el precio, que en algunos

casos es aventajado por nuevos procesos. Hay

una adaptación al proceso, llamada SNPA,

desarrollada por la elf-aquitaine, que logra cargas

de gas ácido mucho más altas, algo de 0,7 moles

de gas/mol de DEA, sin corrosión excesiva. Pero

necesita altas presiones parciales del gas ácido de

entrada, alrededor de 4 atmósferas, por lo que no

se puede aplicar en todos los casos.

Disopropanolamina (DIPA)

El proceso adip licenciado por shell usa

frecuentemente este tipo de amina. Los

requerimientos de vapor de agua son bajos, bajas

tasas de corrosión, y es apropiado para gases que

contengan COS. Se lo usa para sacar el H2S y el

COS del gas licuado LPG. sin embargo la

degradación irreversible producida por el CO2 y el

COS es mayor que para la MEA, DEA O DGA, lo

cual significa menor cantidad de solución que

puede ser regenerada en el proceso.

Diglicolamina (DGA)

Es una amina primaria con igual peso molecular que la

DEA. Es muy apropiada para climas fríos, por cuanto las

soluciones congelan bastante más abajo que el punto de

congelamiento de soluciones de DEA y de MEA. Una

solución al 65% de DGA congela a – 40ºF. Una solución

de MEA al 20% congela a 15 ºF, y una solución de DEA

al 30% congela a 20 º F. Es parecido a la MEA,

apropiado para tratar corrientes gaseosas con bajas

presiones parciales de los gases ácidos y necesita de un

recuperador para completar la regeneración. Asimismo

presenta una gran afinidad por compuestos sulfurosos

orgánicos.

Metildietanolamina (MDEA)

Las aminas terciarias tienen una selectividad por el H2S sobre

el CO2 cuando las corrientes de gas contienen ambos gases

ácidos. Esta propiedad selectiva es bien aprovechada para

graduar el contenido de H2S en el gas de alimentación de las

plantas de azufre, o bien para quitar el H2S del CO2, cuando se

va a usar este último en proyectos de inyección. Además

necesitan la menor cantidad de calor para regenerarse, porque

pueden usarse al 50% con cargas de gas ácido de 0.4 mol/mol,

tienen los más bajos calores de reacción con H2S y CO2, y el

calor específico más bajo. Las pérdidas de solvente son muy

bajas y el punto de congelamiento es de unos 25 º F. la MDEA

también forma parte de muchas formulaciones de solventes

especiales.

Solventes especiales

Se ha desarrollado una gran familia de

productos en los últimos años, todos ellos

basados en las alcanolaminas. Son mezclas de

solventes con inhibidores de corrosión que

permiten aumentar las concentraciones, hasta

un 30 % para la mea y un 50 % para la DEA,

reduciendo así la tasa de circulación de las

aminas y el calor requerido para la

regeneración en forma sustancial.

Los solventes Gas/Spec, de Dow Chemicals y el

Ucarsol, de Union Carbide, son los productos que se

han posicionado mejor en el mercado este último

tiempo. Son solventes basados en MDEA, junto con

otras aminas, ablandadores, promotores, inhibidores

de corrosión, y antiespumantes. Los solventes

Flexsorb, desarrollados por la Exxon, usan la

presencia de un grupo grande próximo al átomo de

nitrógeno, y la basicidad para controlar la reacción

CO2/amina. Hay productos Flexsorb para eliminación

selectiva del H2S y remoción total de CO2.

Soluciones mixtas

El sulfinol , desarrollado por Shell fue el primero

de estos procesos. La solución usa un solvente

físico, el sulfolano en este caso, y ya sea DIPA o

MDEA como la amina. Además de absorber

compuestos azufrados orgánicos, la capacidad

del sulfinol para los gases ácidos aumenta con la

presión parcial de los mismos. Este producto es

apropiado para corrientes gaseosas con altos

contenidos de gas ácido.

Como la mayoría de los solventes físicos, el

sulfinol tiene una significativa afinidad por los

hidrocarburos, especialmente los aromáticos.

Entonces conviene instalar facilidades de

pretratamiento adelante del gas ácido, si va a

usarse para una planta de recuperación de

azufre. Si se usa MDEA la solución puede

quitar selectivamente el H2S y dejar hasta el

50% del CO2 originalmente en el gas. Hay

varios otros solventes desarrollados

últimamente, pero como son patentados,

cuestan más que las alcanolaminas.

MEA DEA DGA DIPA MDEA

HOC2H4NH2 (HOC2H4)2NH H(OC2H4)2NH2 (HOC3H6)2NH (HOC2H4)2NCH3

Peso

Molecular

61,08 105,14 105,14 133,19 119,17

T ebullición atm

(oC/oF)

170,5 / 338,9 269 / 516 221 / 430 249 / 480 247 / 477

Freezing

Point (oC / oF)

10,5 / 50,9 28 / 82,4 -12 / 9,5 42 / 107 -21 / -5,8

SG @ 20 oC

(68 oF)

1,018 1,095 1,058 @ 60oF 0,999 @ 30oC 1,0426

Cp @ 60 F

(btu/lb-F)

0,608 (68F) 0,600 0,571 0,69 (86oF) ---

Visc, cP 24,1 @ 68oF 350 @ 68oF 4 @ 60oF 870 @ 86oF 401 @ 20oC

Pv @ 100F

(mmHg)

1,05 0,058 0,160 0,010 0,0061

Calor de

vaporizacion

(btu/lb)

355@760mmHg 288@73 mm

Hg

220@760mm

Hg

N/D N/D

GRAVEDAD

ESPECÍFICA DE

SOLUCIONES DE

AMINA EN AGUA

Plantas de Endulzamiento de Aminas

Gas

agrio

Gas

Dulce

Amina

Rica

Gas

combustible

Gas ácido

Contactor

Separador

de entrada

Separador

de salida

Tanqu

e flash

HX amina

rica/pobre

Bomba

amina

Filtros

Enfriador

de amina

Rehervidor

Reclaimer

(opcional)

Bomba

reflujo

Condensador

reflujo

EQUIPOS DE UNA PLANTA DE

AMINAS

A continuación se detallan los principales componentes de

una planta de endulzamiento que trabaja con aminas:

1.- Separador de entrada

Recipiente colocado a la entrada de la planta, encargado

de separar los contaminantes de la corriente de gas, tales

como hidrocarburo líquido, agua, partículas sólidas, etc.

2.- Torre contactora o Absorbedora

• Equipo donde se

produce el contacto

en contracorriente

entre el gas acido que

sube desde el fondo y

la solución de MDEA

que baja desde el

tope de la torre.

3.-Tanque de venteo o Flash Tank: Utilizado para separar el gas que se disuelve en la

solución de MDEA, en la torre contactora.

4.-Intercambiador de calor amina-

amina

Utilizado para aprovechar la energía de la

amina pobre (sin contenido de CO2 y H2S) que

sale de la torre regeneradora.

5.-Torre regeneradora

• El objetivo de la torre

regeneradora, es

remover el gas ácido

que contiene la

solución de amina

rica. la mayoría tienen

entre 18 a 24 platos,

siendo un diseño

típico el que contiene

22 platos.

6.-Tanque de abastecimiento / surge

tank / pulmón

Empleado para almacenar la amina regenerada y

suministrar, como pulmón, a las bombas

principales. En este equipo es donde se detecta

mediante seguimiento de nivel, el consumo ò

pérdidas de amina en el circuito ya sea por

consumo normal del proceso y/ò pérdidas en

equipos (bombas, internos de válvulas

controladoras).

Esquema de un tanque de abastecimiento de

amina

7.-Bomba de solución pobre

Encargada de tomar la solución de amina del

tanque de abastecimiento, elevar la presión y

enviarla al tope de la torre contactora.

Generalmente este tipo de bomba es de

desplazamiento positivo (multi-etapas). el control

de caudal requerido para inyectar a la torre

contactora, se realiza mediante una válvula

controladora automática dispuesta en la línea de

descarga de dicha bomba.

8.-Filtros

La solución de aminas al recorrer el circuito

acumula partículas, ya sean productos de la

corrosión y/ò contaminantes que ingresan con

el gas. entonces en la planta de aminas, es

necesario disponer de un sistema de filtración

conformados por dos tipos de filtros:

a).-Mecánicos

b).-Carbón activado

a).-Mecánicos: estos filtros se utilizan para eliminar sólidos

en suspensión de la solución. en un proceso generalmente

están dispuestos antes y después del filtro de carbón

activado, para atrapar los sólidos (carbonilla) que pudiera

desprender el carbón activado. el micronaje de estos filtros

puede ser desde 1 hasta 50 micrones.

b).-Carbón activado: el material filtrante es carbón

mineral, de origen "lignito ò bitumen". no se

recomienda utilizar carbón de madera. la función de este

filtro es captar vestigios de hidrocarburo que circulan con la

solución de amina.

9.-Enfriador de la soluciòn pobre

La solución que sale de la torre regeneradora,

es la que tiene mayor temperatura en el

circuito. si esta solución se la envía

directamente a la torre contactora, la amina

pierde la capacidad de retener los gases

ácidos. para ello se utiliza este tipo de

intercambiador de calor con aire del ambiente.

También existen intercambiadores de calor

carcaza-tubo, donde el medio refrigerante es

agua que circula por los tubos.

10.- 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.

Problemas operacionales en el

proceso de endulzamiento del gas

*-Pérdidas de amina

*-Formación de espuma

*-Aminas formuladas

a).-Ucarsol

b).-Jefftreat

c).-Gas/Spec

Pérdidas 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.

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.

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.

Aminas formuladas

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

CONCLUSIONES

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.- 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.