Idable Cuando la ppm el olfato no la

If shytal permitida por la

encima del nivel itido durante 10 ~oras

del sentido del tos Respiracion ues de 15 - 30 je la garganta

~siones en los

el equilibrio minutos Las ~1

ma deja de gtn prontitud 31 anentes en lctima sea respiracion

1a soluci6n

uperior y )s gases ion Los os con

rada a (bajas cen la

inas io y ina

y es

i ~s

H ri dos

peN H2Sgal de Sol v

Figura 70 - Capacidad Comparativa de Varias Categorias de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presion Parcial del H2 S

Los procesos con aminas son apl icabJe s acidos tienen baa resion parcial y sereqUieren bajas concentraciones del gas acido en el gas de salida ( gas residual) ---shy ---shy ---------------------------shy Las reacciones de algunas aminas son las siguientes

RNH2 + H2S ~ RNH4S + Calor (53) 2RNH2 + CO2~ RNHC02- + RNH3lt- + Calor (54 ) RNH2 + H20 + CO2 ~ RNH3HC03 + Calor (55)

Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido 0 en otro Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay produccion de calor 0 sea que la torre contactora se calienta Para regenerar la amina se debe tener la reaccion de derecha a izquierda 0 sea que a la solucion de am ina que sale de la torre contactora se Ie aplica calor para recuperar la amina

Las aminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero por unos mas que por otros la afinidad de mayor a men or es la siguiente

223

TABLA 21 - Algunas caracteristicas de las etanolaminas (2)

Tipo Formula Qufmica Peso Molecular Presii6n de Vapor a Capacidad Relativa 100 of mmHg ()

MEA HOC2H4NH 2 6108 10500 100 DEA (HOC2H4hNH 10514 00580 58 TEA (HOC2H4hN 14819 00063 41 DGA H(OC2H4hNH2 10514 01600 58 DIPA (HOC3H6h NH 13319 00100 46 MDEA (HOC2H4hNCH3 11917 00061 51 La capacldad relatlva se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S

La MEA tiene la reactividad mas alta y por 10 tanto la mayor capacidad para remover H2S ademas como tiene e menar so molecular ofrece I ~a acidad para remover H2S par unidad de masa 10 que implica menores tasaSCIe circulacion en una plarftaCfe-endtllzamiento de acuerdo con la reaccion estequiometrica para remover una mol de H2S 0 --shyCO2 se requiere una mol de MEA pero en la practica se usa alrededor de 04 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosi6n La MEA es estabfe qufmicamente y aunque la rata de reaccion con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues tambien remueve el CO2 La MEA narmalmente es capaz de lIevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorcion de hidrocarburos 10 cual es importante si hay unidad recuperadara de azufre pues ~ estos hidrocarburos absorbidos se quedan con e gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadara y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta perdida de solucion debido a 10 siguiente posee una presion de vapor relativamente alta 10 que ocasiona altas perdidas por vaporizacion y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen reclaimer para reversar parcialmente la degradacion y recuperar la MEA

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA por 10 tanto en algunas ocasiones es incapaz de lIevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las perdidas de solucion no son tan altas pues tiene una presion de vapor menor al igual que su velocidad de reacci6n con los compuestos de carbono y azufre Tiene capacidad adecuada para remover COS CS2 Y RSR Es degradable por el CO2 y los productos de la reaccion no se puede descomponer en la regeneracion

La TEA practicamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para remover H2S igual situacion se presenta con las demas etanol-aminas

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15 para la IVIEA en cantidades de 03 - 04 moles por cada mol de H2S a remover y del 20-30 0 mas para la DEA tales concentraciones estan dad as por peso La estequiometrfa de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 Y el de la MEA 61 10 que implica que se requieren aproximadamente 17 Ibs de DEA para remover la misma cantidad de gas acido que remueve una libra de MEA pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35 mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20 Las soluciones de DEA puede remover hasta 065 moles de gas acido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden remover Ilasta 040 par problemas de corrosion el resultado de esto es que la tasa de circulacion de una solucion de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solucion de MEA Mientras mayor sea la relacion H2SC02 mayor puede ser la concentracion de amina y el gas que puede

224

bullto n ltgt

minas (2)

Capacidad Relativa of mmHg

pii6n de Vapor a ()

100 00580 10500

58I~ 4100063 n A shy lt158 U

46 51

emover H2S wer H2S por P~o de ~qUlere una Ie H2S por

~ US)

~

ltI

Cia

0

111 0 c iii

-1r

~ lt bull8

u

0 u it

0

ltgt

shy

e reaccion bull D

0g0~tivo pues 20

bull de CO2 Y middot

D c

50n baja llr IIIre pues 1r ns Iunidad

ltgt Eluestos lttE

HU Ibullc 0

- If)bull (J ~ Niente 0 0 01

Ion Y Q)

ltaja E ns se ~ J 0 I W

~s Q)

0 0

a III Q) (J 0 c a 0 0 5~

~ u v Q)1 0c 0 ns (J E

ns Cl ns

0 i5 (lI ~ I

ns J Cl u

remover la solucion pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y 10 protege de la corrosion

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacion y desulfu-rizacion simultaneas La solucion usada generalmente contiene del 10 al 30 de MEA del 45 al 85 por peso de TEG y del 5 al 25 por peso de agua Estos procesos simultaneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a remover es baja

La figura 71 es un diagrama del proceso de endulzamiento con aminas La solucion pobre sin H2S entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior el gas dulce sale por la parte superior y la solucion rica con azufre sale por Ia parte inferior de Iia contactora La solucion rica se envia a regeneracion en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solucion pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora

En el regenerador la solucion rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacion de amina y H2S yo CO2 los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salio en estado gaseoso luego la mezcla resultante se lIeva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina IIquida se envia recircula a la torre de regeneracion En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solucion de la torre haciemdola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresandola nuevamente a la t~rre

Los tanques de almacenamiento y compensacion de la MEA deben tener un colch6n de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida

En el proceso de regeneraci6n de la amina al aplicar calor a la solucion rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas pero no las reacciones con CS CS2 y RSR que producen compuestos insolubles Para remover estos contaminantes se usa un regenerador 0

purificador conocido como reclaimer Parte de la solucion pobre que sale de la columna regeneradora aproximadamente del 1 al 3 se envia al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periodicamente el recipiente EI purificador se usa cuando la amina es MEA 0 DEA

bull Procesos con Carbonato

Tambien conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 - 35 por peso y a temperaturas de unos 230degF Las reacciones en el proceso son

(56)

(57)

De acuerdo con las ecuaciones (56) y (57) en el proceso de regeneracion el KHC03 macciona consigo mismo 0 con KHS pero prefiere hacerlo con el KHC03 y por tanto se va acumulando el KHS 10 cual Ie va quitando capacidad de absorcion

La mayoria de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actua como catalizador para acelerar las reacciones de absorcion y reducir asi el tamalio de la contactora y el regenerador estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) 0 acido borico

bull AI

1- Rei

Para Ie sulfinol circulac regenel operacio practica

bull del gas se debe estan re

La tabla valores ( solucion deducir e

Moles de

Moles de (

Galones Re

L =

La ecuacior se remueve por la cantida Los requerim

Moles totales

Cantidad de RI

Calor requerido ~

y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la

n y desulfu-rizacion A del 45 al 85 por son efectivos si las

solucion pobre sin erior el gas dulce r de la contactora je entrar a ella se ohtactora

la separacion de pasar por un gaseoso luego len como gases que muestra la me haciendola la torre

)Ichon de gas

reversan las ~ y RSR que generador 0

la columna aplica calor uperior del removidos IDEA

arbonato proceso

(56)

(57)

ciona do el

lmo ay

bull Aproximacion al Diseno de una Unidad de Aminas

1- Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador

Para la mayorfa de los procesos mas comunes de endulzamiento tales como MEA DEA DGA Y sulfinol el primer paso en cualquier evaluacion economica debe ser una estimacion de la tasa de circulacion del solvente en galones por minuto (gpm) y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTUhr Estas son variables ciaves que controlan los costas de capital y operacion en la mayorfa de los procesos de endulzamiento del gas Los tamarios de practicamente todos los equipos en una planta de aminas excepto la contactora el despojador del gas agrio y del gas dulce esUm relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular Ademas i6s tamarios del regenerador el rehervidor y el condensador de reflujo estan regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucion

La tabla 20 da valores tipicos para las variables y los procesos antes mencionados Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucion ( tasa de circulacion) y de calor Pero si se requieren calculos mas rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan calculos los mismos para metros de la siguiente manera

Moles de Gas Acido a Remover (Qgac)

= O(MPCN D) lbmol_ 106

PCN 1D_ y Q)u ~ 379PCN 1MPCN 1440min II) (58)

= 183Q~) (moles min)

Moles de Gas Acido que Remueve un Galon de SQlucion (qgac)

d(Lblgal)Wfracci6n)( )( I ) q = x - x mo es mm (59) gat MWLbsllbmol) a)r ag

Galones Requeridos para Remover el Gas Acido (L Tasa de Circ~lacion)

L = 91ac = 183 Q Yag (MWtflltna _ (510) lJ )ac W d xa)r - xa)

La ecuacion (5 10) supone que las propiedades de la solucion se mantienen constantes y que se remueve todo el gas acido en caso de no removerse todo el gas acido Yag se debe corregir por la cantidad que se ace pta en el gas endulzado Los requerimientos de calor en el regenerador se calculan de la siguiente manera

Moles totales de gas acido a remover

6

n =QMPCN D) 10 PCN ~ Y = Il00Y (moles hr) (511 ) o) 379 PCN mol MPCN 24hrs ag shy II)

Cantidad de Reflujo qef

q( = 110QR~JJmoles hr) (512)

Calor requerido para evaporar el reflujo

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

TABLA 21 - Algunas caracteristicas de las etanolaminas (2)

Tipo Formula Qufmica Peso Molecular Presii6n de Vapor a Capacidad Relativa 100 of mmHg ()

MEA HOC2H4NH 2 6108 10500 100 DEA (HOC2H4hNH 10514 00580 58 TEA (HOC2H4hN 14819 00063 41 DGA H(OC2H4hNH2 10514 01600 58 DIPA (HOC3H6h NH 13319 00100 46 MDEA (HOC2H4hNCH3 11917 00061 51 La capacldad relatlva se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S

La MEA tiene la reactividad mas alta y por 10 tanto la mayor capacidad para remover H2S ademas como tiene e menar so molecular ofrece I ~a acidad para remover H2S par unidad de masa 10 que implica menores tasaSCIe circulacion en una plarftaCfe-endtllzamiento de acuerdo con la reaccion estequiometrica para remover una mol de H2S 0 --shyCO2 se requiere una mol de MEA pero en la practica se usa alrededor de 04 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosi6n La MEA es estabfe qufmicamente y aunque la rata de reaccion con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues tambien remueve el CO2 La MEA narmalmente es capaz de lIevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorcion de hidrocarburos 10 cual es importante si hay unidad recuperadara de azufre pues ~ estos hidrocarburos absorbidos se quedan con e gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadara y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados

La MEA tiene una desventaja importante y es la alta perdida de solucion debido a 10 siguiente posee una presion de vapor relativamente alta 10 que ocasiona altas perdidas por vaporizacion y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen reclaimer para reversar parcialmente la degradacion y recuperar la MEA

La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA por 10 tanto en algunas ocasiones es incapaz de lIevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las perdidas de solucion no son tan altas pues tiene una presion de vapor menor al igual que su velocidad de reacci6n con los compuestos de carbono y azufre Tiene capacidad adecuada para remover COS CS2 Y RSR Es degradable por el CO2 y los productos de la reaccion no se puede descomponer en la regeneracion

La TEA practicamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para remover H2S igual situacion se presenta con las demas etanol-aminas

Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de endulzamiento son generalmente del 15 para la IVIEA en cantidades de 03 - 04 moles por cada mol de H2S a remover y del 20-30 0 mas para la DEA tales concentraciones estan dad as por peso La estequiometrfa de la MEA y la DEA con el H2S y el CO2 es la misma pero el peso molecular de la DEA es 105 Y el de la MEA 61 10 que implica que se requieren aproximadamente 17 Ibs de DEA para remover la misma cantidad de gas acido que remueve una libra de MEA pero como la DEA es menos corrosiva se pueden tener concentraciones por peso de hasta 35 mientras con la MEA estas pueden ser hasta de 20 Las soluciones de DEA puede remover hasta 065 moles de gas acido por mol de DEA mientras que con la MEA solo se pueden remover Ilasta 040 par problemas de corrosion el resultado de esto es que la tasa de circulacion de una solucion de DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solucion de MEA Mientras mayor sea la relacion H2SC02 mayor puede ser la concentracion de amina y el gas que puede

224

bullto n ltgt

minas (2)

Capacidad Relativa of mmHg

pii6n de Vapor a ()

100 00580 10500

58I~ 4100063 n A shy lt158 U

46 51

emover H2S wer H2S por P~o de ~qUlere una Ie H2S por

~ US)

~

ltI

Cia

0

111 0 c iii

-1r

~ lt bull8

u

0 u it

0

ltgt

shy

e reaccion bull D

0g0~tivo pues 20

bull de CO2 Y middot

D c

50n baja llr IIIre pues 1r ns Iunidad

ltgt Eluestos lttE

HU Ibullc 0

- If)bull (J ~ Niente 0 0 01

Ion Y Q)

ltaja E ns se ~ J 0 I W

~s Q)

0 0

a III Q) (J 0 c a 0 0 5~

~ u v Q)1 0c 0 ns (J E

ns Cl ns

0 i5 (lI ~ I

ns J Cl u

remover la solucion pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y 10 protege de la corrosion

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacion y desulfu-rizacion simultaneas La solucion usada generalmente contiene del 10 al 30 de MEA del 45 al 85 por peso de TEG y del 5 al 25 por peso de agua Estos procesos simultaneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a remover es baja

La figura 71 es un diagrama del proceso de endulzamiento con aminas La solucion pobre sin H2S entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior el gas dulce sale por la parte superior y la solucion rica con azufre sale por Ia parte inferior de Iia contactora La solucion rica se envia a regeneracion en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solucion pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora

En el regenerador la solucion rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacion de amina y H2S yo CO2 los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salio en estado gaseoso luego la mezcla resultante se lIeva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina IIquida se envia recircula a la torre de regeneracion En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solucion de la torre haciemdola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresandola nuevamente a la t~rre

Los tanques de almacenamiento y compensacion de la MEA deben tener un colch6n de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida

En el proceso de regeneraci6n de la amina al aplicar calor a la solucion rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas pero no las reacciones con CS CS2 y RSR que producen compuestos insolubles Para remover estos contaminantes se usa un regenerador 0

purificador conocido como reclaimer Parte de la solucion pobre que sale de la columna regeneradora aproximadamente del 1 al 3 se envia al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periodicamente el recipiente EI purificador se usa cuando la amina es MEA 0 DEA

bull Procesos con Carbonato

Tambien conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 - 35 por peso y a temperaturas de unos 230degF Las reacciones en el proceso son

(56)

(57)

De acuerdo con las ecuaciones (56) y (57) en el proceso de regeneracion el KHC03 macciona consigo mismo 0 con KHS pero prefiere hacerlo con el KHC03 y por tanto se va acumulando el KHS 10 cual Ie va quitando capacidad de absorcion

La mayoria de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actua como catalizador para acelerar las reacciones de absorcion y reducir asi el tamalio de la contactora y el regenerador estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) 0 acido borico

bull AI

1- Rei

Para Ie sulfinol circulac regenel operacio practica

bull del gas se debe estan re

La tabla valores ( solucion deducir e

Moles de

Moles de (

Galones Re

L =

La ecuacior se remueve por la cantida Los requerim

Moles totales

Cantidad de RI

Calor requerido ~

y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la

n y desulfu-rizacion A del 45 al 85 por son efectivos si las

solucion pobre sin erior el gas dulce r de la contactora je entrar a ella se ohtactora

la separacion de pasar por un gaseoso luego len como gases que muestra la me haciendola la torre

)Ichon de gas

reversan las ~ y RSR que generador 0

la columna aplica calor uperior del removidos IDEA

arbonato proceso

(56)

(57)

ciona do el

lmo ay

bull Aproximacion al Diseno de una Unidad de Aminas

1- Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador

Para la mayorfa de los procesos mas comunes de endulzamiento tales como MEA DEA DGA Y sulfinol el primer paso en cualquier evaluacion economica debe ser una estimacion de la tasa de circulacion del solvente en galones por minuto (gpm) y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTUhr Estas son variables ciaves que controlan los costas de capital y operacion en la mayorfa de los procesos de endulzamiento del gas Los tamarios de practicamente todos los equipos en una planta de aminas excepto la contactora el despojador del gas agrio y del gas dulce esUm relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular Ademas i6s tamarios del regenerador el rehervidor y el condensador de reflujo estan regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucion

La tabla 20 da valores tipicos para las variables y los procesos antes mencionados Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucion ( tasa de circulacion) y de calor Pero si se requieren calculos mas rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan calculos los mismos para metros de la siguiente manera

Moles de Gas Acido a Remover (Qgac)

= O(MPCN D) lbmol_ 106

PCN 1D_ y Q)u ~ 379PCN 1MPCN 1440min II) (58)

= 183Q~) (moles min)

Moles de Gas Acido que Remueve un Galon de SQlucion (qgac)

d(Lblgal)Wfracci6n)( )( I ) q = x - x mo es mm (59) gat MWLbsllbmol) a)r ag

Galones Requeridos para Remover el Gas Acido (L Tasa de Circ~lacion)

L = 91ac = 183 Q Yag (MWtflltna _ (510) lJ )ac W d xa)r - xa)

La ecuacion (5 10) supone que las propiedades de la solucion se mantienen constantes y que se remueve todo el gas acido en caso de no removerse todo el gas acido Yag se debe corregir por la cantidad que se ace pta en el gas endulzado Los requerimientos de calor en el regenerador se calculan de la siguiente manera

Moles totales de gas acido a remover

6

n =QMPCN D) 10 PCN ~ Y = Il00Y (moles hr) (511 ) o) 379 PCN mol MPCN 24hrs ag shy II)

Cantidad de Reflujo qef

q( = 110QR~JJmoles hr) (512)

Calor requerido para evaporar el reflujo

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

minas (2)

Capacidad Relativa of mmHg

pii6n de Vapor a ()

100 00580 10500

58I~ 4100063 n A shy lt158 U

46 51

emover H2S wer H2S por P~o de ~qUlere una Ie H2S por

~ US)

~

ltI

Cia

0

111 0 c iii

-1r

~ lt bull8

u

0 u it

0

ltgt

shy

e reaccion bull D

0g0~tivo pues 20

bull de CO2 Y middot

D c

50n baja llr IIIre pues 1r ns Iunidad

ltgt Eluestos lttE

HU Ibullc 0

- If)bull (J ~ Niente 0 0 01

Ion Y Q)

ltaja E ns se ~ J 0 I W

~s Q)

0 0

a III Q) (J 0 c a 0 0 5~

~ u v Q)1 0c 0 ns (J E

ns Cl ns

0 i5 (lI ~ I

ns J Cl u

remover la solucion pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y 10 protege de la corrosion

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacion y desulfu-rizacion simultaneas La solucion usada generalmente contiene del 10 al 30 de MEA del 45 al 85 por peso de TEG y del 5 al 25 por peso de agua Estos procesos simultaneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a remover es baja

La figura 71 es un diagrama del proceso de endulzamiento con aminas La solucion pobre sin H2S entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior el gas dulce sale por la parte superior y la solucion rica con azufre sale por Ia parte inferior de Iia contactora La solucion rica se envia a regeneracion en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solucion pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora

En el regenerador la solucion rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacion de amina y H2S yo CO2 los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salio en estado gaseoso luego la mezcla resultante se lIeva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina IIquida se envia recircula a la torre de regeneracion En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solucion de la torre haciemdola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresandola nuevamente a la t~rre

Los tanques de almacenamiento y compensacion de la MEA deben tener un colch6n de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida

En el proceso de regeneraci6n de la amina al aplicar calor a la solucion rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas pero no las reacciones con CS CS2 y RSR que producen compuestos insolubles Para remover estos contaminantes se usa un regenerador 0

purificador conocido como reclaimer Parte de la solucion pobre que sale de la columna regeneradora aproximadamente del 1 al 3 se envia al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periodicamente el recipiente EI purificador se usa cuando la amina es MEA 0 DEA

bull Procesos con Carbonato

Tambien conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 - 35 por peso y a temperaturas de unos 230degF Las reacciones en el proceso son

(56)

(57)

De acuerdo con las ecuaciones (56) y (57) en el proceso de regeneracion el KHC03 macciona consigo mismo 0 con KHS pero prefiere hacerlo con el KHC03 y por tanto se va acumulando el KHS 10 cual Ie va quitando capacidad de absorcion

La mayoria de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actua como catalizador para acelerar las reacciones de absorcion y reducir asi el tamalio de la contactora y el regenerador estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) 0 acido borico

bull AI

1- Rei

Para Ie sulfinol circulac regenel operacio practica

bull del gas se debe estan re

La tabla valores ( solucion deducir e

Moles de

Moles de (

Galones Re

L =

La ecuacior se remueve por la cantida Los requerim

Moles totales

Cantidad de RI

Calor requerido ~

y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la

n y desulfu-rizacion A del 45 al 85 por son efectivos si las

solucion pobre sin erior el gas dulce r de la contactora je entrar a ella se ohtactora

la separacion de pasar por un gaseoso luego len como gases que muestra la me haciendola la torre

)Ichon de gas

reversan las ~ y RSR que generador 0

la columna aplica calor uperior del removidos IDEA

arbonato proceso

(56)

(57)

ciona do el

lmo ay

bull Aproximacion al Diseno de una Unidad de Aminas

1- Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador

Para la mayorfa de los procesos mas comunes de endulzamiento tales como MEA DEA DGA Y sulfinol el primer paso en cualquier evaluacion economica debe ser una estimacion de la tasa de circulacion del solvente en galones por minuto (gpm) y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTUhr Estas son variables ciaves que controlan los costas de capital y operacion en la mayorfa de los procesos de endulzamiento del gas Los tamarios de practicamente todos los equipos en una planta de aminas excepto la contactora el despojador del gas agrio y del gas dulce esUm relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular Ademas i6s tamarios del regenerador el rehervidor y el condensador de reflujo estan regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucion

La tabla 20 da valores tipicos para las variables y los procesos antes mencionados Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucion ( tasa de circulacion) y de calor Pero si se requieren calculos mas rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan calculos los mismos para metros de la siguiente manera

Moles de Gas Acido a Remover (Qgac)

= O(MPCN D) lbmol_ 106

PCN 1D_ y Q)u ~ 379PCN 1MPCN 1440min II) (58)

= 183Q~) (moles min)

Moles de Gas Acido que Remueve un Galon de SQlucion (qgac)

d(Lblgal)Wfracci6n)( )( I ) q = x - x mo es mm (59) gat MWLbsllbmol) a)r ag

Galones Requeridos para Remover el Gas Acido (L Tasa de Circ~lacion)

L = 91ac = 183 Q Yag (MWtflltna _ (510) lJ )ac W d xa)r - xa)

La ecuacion (5 10) supone que las propiedades de la solucion se mantienen constantes y que se remueve todo el gas acido en caso de no removerse todo el gas acido Yag se debe corregir por la cantidad que se ace pta en el gas endulzado Los requerimientos de calor en el regenerador se calculan de la siguiente manera

Moles totales de gas acido a remover

6

n =QMPCN D) 10 PCN ~ Y = Il00Y (moles hr) (511 ) o) 379 PCN mol MPCN 24hrs ag shy II)

Cantidad de Reflujo qef

q( = 110QR~JJmoles hr) (512)

Calor requerido para evaporar el reflujo

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

remover la solucion pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la superficie del hierro y 10 protege de la corrosion

Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratacion y desulfu-rizacion simultaneas La solucion usada generalmente contiene del 10 al 30 de MEA del 45 al 85 por peso de TEG y del 5 al 25 por peso de agua Estos procesos simultaneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y la cantidad de agua a remover es baja

La figura 71 es un diagrama del proceso de endulzamiento con aminas La solucion pobre sin H2S entra a la contactora por la parte superior y el gas agrio por la parte inferior el gas dulce sale por la parte superior y la solucion rica con azufre sale por Ia parte inferior de Iia contactora La solucion rica se envia a regeneracion en la torre regeneradora pero antes de entrar a ella se precalienta un poco con la solucion pobre que ya sale del regenerador hacia la contactora

En el regenerador la solucion rica se calienta y se presenta la mayor parte de la separacion de amina y H2S yo CO2 los gases que salen del regenerador se hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que salio en estado gaseoso luego la mezcla resultante se lIeva a un acumulador de reflujo donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina IIquida se envia recircula a la torre de regeneracion En el proceso que muestra la Figura 67 el calentamiento del regenerador se hace sacando solucion de la torre haciemdola pasar por un intercambiador de calor para calentarla y regresandola nuevamente a la t~rre

Los tanques de almacenamiento y compensacion de la MEA deben tener un colch6n de gas para evitar que establezca contacto con el aire porque se oxida

En el proceso de regeneraci6n de la amina al aplicar calor a la solucion rica se reversan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas pero no las reacciones con CS CS2 y RSR que producen compuestos insolubles Para remover estos contaminantes se usa un regenerador 0

purificador conocido como reclaimer Parte de la solucion pobre que sale de la columna regeneradora aproximadamente del 1 al 3 se envia al purificador en el cual se aplica calor para evaporar el agua y la amina los cuales como vapores salen por la parte superior del recipiente y los compuestos estables al calor son retenidos en el recipiente y removidos drenando periodicamente el recipiente EI purificador se usa cuando la amina es MEA 0 DEA

bull Procesos con Carbonato

Tambien conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones de carbonato de potasio al 25 - 35 por peso y a temperaturas de unos 230degF Las reacciones en el proceso son

(56)

(57)

De acuerdo con las ecuaciones (56) y (57) en el proceso de regeneracion el KHC03 macciona consigo mismo 0 con KHS pero prefiere hacerlo con el KHC03 y por tanto se va acumulando el KHS 10 cual Ie va quitando capacidad de absorcion

La mayoria de los procesos con carbonato caliente contienen un activador el cual actua como catalizador para acelerar las reacciones de absorcion y reducir asi el tamalio de la contactora y el regenerador estos activadores son del tipo aminas (normalmente DEA) 0 acido borico

bull AI

1- Rei

Para Ie sulfinol circulac regenel operacio practica

bull del gas se debe estan re

La tabla valores ( solucion deducir e

Moles de

Moles de (

Galones Re

L =

La ecuacior se remueve por la cantida Los requerim

Moles totales

Cantidad de RI

Calor requerido ~

y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la

n y desulfu-rizacion A del 45 al 85 por son efectivos si las

solucion pobre sin erior el gas dulce r de la contactora je entrar a ella se ohtactora

la separacion de pasar por un gaseoso luego len como gases que muestra la me haciendola la torre

)Ichon de gas

reversan las ~ y RSR que generador 0

la columna aplica calor uperior del removidos IDEA

arbonato proceso

(56)

(57)

ciona do el

lmo ay

bull Aproximacion al Diseno de una Unidad de Aminas

1- Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador

Para la mayorfa de los procesos mas comunes de endulzamiento tales como MEA DEA DGA Y sulfinol el primer paso en cualquier evaluacion economica debe ser una estimacion de la tasa de circulacion del solvente en galones por minuto (gpm) y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTUhr Estas son variables ciaves que controlan los costas de capital y operacion en la mayorfa de los procesos de endulzamiento del gas Los tamarios de practicamente todos los equipos en una planta de aminas excepto la contactora el despojador del gas agrio y del gas dulce esUm relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular Ademas i6s tamarios del regenerador el rehervidor y el condensador de reflujo estan regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucion

La tabla 20 da valores tipicos para las variables y los procesos antes mencionados Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucion ( tasa de circulacion) y de calor Pero si se requieren calculos mas rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan calculos los mismos para metros de la siguiente manera

Moles de Gas Acido a Remover (Qgac)

= O(MPCN D) lbmol_ 106

PCN 1D_ y Q)u ~ 379PCN 1MPCN 1440min II) (58)

= 183Q~) (moles min)

Moles de Gas Acido que Remueve un Galon de SQlucion (qgac)

d(Lblgal)Wfracci6n)( )( I ) q = x - x mo es mm (59) gat MWLbsllbmol) a)r ag

Galones Requeridos para Remover el Gas Acido (L Tasa de Circ~lacion)

L = 91ac = 183 Q Yag (MWtflltna _ (510) lJ )ac W d xa)r - xa)

La ecuacion (5 10) supone que las propiedades de la solucion se mantienen constantes y que se remueve todo el gas acido en caso de no removerse todo el gas acido Yag se debe corregir por la cantidad que se ace pta en el gas endulzado Los requerimientos de calor en el regenerador se calculan de la siguiente manera

Moles totales de gas acido a remover

6

n =QMPCN D) 10 PCN ~ Y = Il00Y (moles hr) (511 ) o) 379 PCN mol MPCN 24hrs ag shy II)

Cantidad de Reflujo qef

q( = 110QR~JJmoles hr) (512)

Calor requerido para evaporar el reflujo

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

y forman el Fe2S3 que se deposita sobre la

n y desulfu-rizacion A del 45 al 85 por son efectivos si las

solucion pobre sin erior el gas dulce r de la contactora je entrar a ella se ohtactora

la separacion de pasar por un gaseoso luego len como gases que muestra la me haciendola la torre

)Ichon de gas

reversan las ~ y RSR que generador 0

la columna aplica calor uperior del removidos IDEA

arbonato proceso

(56)

(57)

ciona do el

lmo ay

bull Aproximacion al Diseno de una Unidad de Aminas

1- Requerimientos de Solvente y de Calor en el Regenerador

Para la mayorfa de los procesos mas comunes de endulzamiento tales como MEA DEA DGA Y sulfinol el primer paso en cualquier evaluacion economica debe ser una estimacion de la tasa de circulacion del solvente en galones por minuto (gpm) y la entrega de calor requerida en el regenerador en BTUhr Estas son variables ciaves que controlan los costas de capital y operacion en la mayorfa de los procesos de endulzamiento del gas Los tamarios de practicamente todos los equipos en una planta de aminas excepto la contactora el despojador del gas agrio y del gas dulce esUm relacionados directamente con la cantidad de solvente que se debe circular Ademas i6s tamarios del regenerador el rehervidor y el condensador de reflujo estan regulados por la cantidad de calor requerido para regenerar la solucion

La tabla 20 da valores tipicos para las variables y los procesos antes mencionados Con los valores que se muestran en esta tabla es posible tener estimativos de los requerimientos de solucion ( tasa de circulacion) y de calor Pero si se requieren calculos mas rigurosos es posible deducir ecuaciones que permitan calculos los mismos para metros de la siguiente manera

Moles de Gas Acido a Remover (Qgac)

= O(MPCN D) lbmol_ 106

PCN 1D_ y Q)u ~ 379PCN 1MPCN 1440min II) (58)

= 183Q~) (moles min)

Moles de Gas Acido que Remueve un Galon de SQlucion (qgac)

d(Lblgal)Wfracci6n)( )( I ) q = x - x mo es mm (59) gat MWLbsllbmol) a)r ag

Galones Requeridos para Remover el Gas Acido (L Tasa de Circ~lacion)

L = 91ac = 183 Q Yag (MWtflltna _ (510) lJ )ac W d xa)r - xa)

La ecuacion (5 10) supone que las propiedades de la solucion se mantienen constantes y que se remueve todo el gas acido en caso de no removerse todo el gas acido Yag se debe corregir por la cantidad que se ace pta en el gas endulzado Los requerimientos de calor en el regenerador se calculan de la siguiente manera

Moles totales de gas acido a remover

6

n =QMPCN D) 10 PCN ~ Y = Il00Y (moles hr) (511 ) o) 379 PCN mol MPCN 24hrs ag shy II)

Cantidad de Reflujo qef

q( = 110QR~JJmoles hr) (512)

Calor requerido para evaporar el reflujo

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

Tabla 22 - Guias Aproximadas y Propiedades para Procesos de Endulzamiento de Gas

Variable Proceso

MEA DEA DGA Sulfinol Capacidad de Remoc De Gas Acido a 100degF (PCNGal)

3-4 4-5 5-7 3 - 17

Capacidad para Remover Gas Acido (MolMol)

033- 044 035 -065 025-03 -----

Rango de Concentraci6n (W) 15-20 20 -25 50-65 Gas Acido Residual en la Sol Reg

Moles H2SMol de Aminas Moles CO2Mol de Aminas

0004 010

0002 008

0002 008

Capac Tfpica Req del Reherv(BTUhr) 1000-1200 900-1000 700-1100 550-1720 Calores de Reacci6n (BTULb)

H2S CO2

685 820

615 680

674 850

Peso Moleculares 611 1051 1051 13321202 Densidad a 60degF (Ibgal) 848 909 882 8331052 Punto de Ebullici6n ( of ) 339 516 430 480545 Punto de Solidificaci6n J OF) 509 824 95 10882 Varia debldo a sus tres componentes DIPAlSulfolano

Q rej = 11 OQRYo) 18 I1Hre (BTU I hr) (5 13)

Calor requerido para liberar el H2S

(514)

Calor requerido para remover el CO2

(5 15)

Calor requerido para calentar la soluci6n hasta la temperatura de regeneraci6n

Q = 60 L CI dl (Treh - T( )(BTU I hr) ( 516)

Calor total requerido

Qf = Qn+ QII s + Q(o + Q

=110Q[18RYu) I1H re + 34YH s l1Hlf1S + 44Y()2I1HmJ (5 17)

+ 60 L CI d (Treh - T)

I

YH2S YYel Wamin fra dl densid xagr Car~ Xag L car R relacic ~HrefL C2

~HH2S YI

CPL Cal

Nuevam ser asf ~

2) Dime

Los pro son sirr han rea equipo~

tratar F cuatro absorbl

522-

La ab aplicat solven de pet contar obviar de qw

Los pi alto c implic comp econ las sil

Entn

bull

Las variables que aparecen en las ecuaciones (5 8) - (517) se definen de la siguiente manera Usa de E

L tasa de circulaci6n de soluci6n de amina galslmin solu pref0 tasa de gas agrio MPCIID el ga o MWamin peso molecular de la amina

Yag fracci6n molar de gases acidos en el gas agrio

t

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

Sulfinol -7 3 - 17

-03 ----shy

-65

~2

8 100 550-1720

13321202 8331052 480545 10882

jlmiento de Gas

(513)

(5 14)

(5 15)

(516)

517)

~ra

y H2S Y YCO2 fracciones molares de H 2S y CO2 en el gas agrio Wamin fraccion por peso de la amina en la solucion dl densidad de la solucion Lbslgal xag r Carga de la solucion rica moles de gas acido mol de am ina XagL carga de la solucion pobre moles de gas acido mol de amina R relaci6n de reflujo Moles de reflujomol de gas acido LlH refl calor de vaporizacion del reflujo BTULb ( el reflujo es basicamente agua) LlHH2S y LlHc02 calores de reaccion del H 2S y el CO2 con la am ina BTULb CPL Capacidad calorifica a presion constante de la solucion BTULbrF

Nuevamente las ecuaciones (511) - (5 17) suponen que se remueve todo el gas acido y de no ser asi se debe aplicar el correctivo mencionado antes

2) Dimensionamiento

Los procedimientos usados para dimensionar los componentes de una planta de endulzamiento son similares a los usados para cualquier facilidad de procesamiento del gas Una vez que se han realizado los calculos basicos del proceso se puede proceder a determinar el tamario de los equipos EI diametro de la contactora se basa en la presi6n de operacion y la cantidad de gas a tratar Para la longitud se plantea el diserio especffico de cada plato y generalmente se habla de cuatro a cinco platos te6ricos con una eficiencia entre el 10 Y el 20 10 cual lIeva a que una absorbedora tenga entre 20 y 30 platos reales separados entre si unas 24 pulgadas -- shy

522- Procesos de Absorci6n Fisica V ~ La absorcion fisica depende de la presion parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presion del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes Los solventes se regeneran con disminucion de presion y aplicacion baja 0 moderada de calor 0 usa de pequerias cantidades de gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solucion y sin que se presenten reacciones qufmicas obviamente que mientras mas alta sea la presion y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la soluci6n

Los procesos fisicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos mas pesados el usa de un solvente fisico puede implicar una perdida grande de los componentes mas pesados del gas debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases acidos y luego su separacion no es economicamente viable EI usa de solventes fisicos para endulzamiento pod ria considerarse bajo las siguientes condiciones

Presion parcial de los gases acidos en el gas igual 0 mayor de 50 Lpc Concentraci6n de propano 0 mas pesados baja Solo se requiere remoci6n global de los gases acidos ( No se requiere Ilevar su concentraci6n a niveles demasiado bajos) Se requiere remoci6n selectiva de H2S

Entre estos procesos esta el proceso selexol y ellavado con agua

bull Proceso Selexol

Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG) La mayorfa de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -10 veces la del CO2 permitiendo la absorci6n preferencial del H2S Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se Ie agrega DIPA al proceso con esta combinaci6n la literatura

229

reporta que simultaneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado middot remover hasta un 85 del CO2

Ventajas del Selexol

bull Selectivo para el H2S bull No hay degradacion del solvente por no haber reacciones quimicas bull No se requiere reclaimer bull Pocos problemas de corrosion bull EI proceso generalmente utiliza cargas altas de gas acido y por 10 tanto tiene bajos

requerimientos en tamario de equipo bull Se estima que remueve aproximadamente el 50 del COS y el CS2

Desventajas del SelexoL

bull Alta absorcion de Hidrocarburos Los procesos de absorcion fisicos son mas aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos mas pesados son bastante bajos

bull Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC) bull Solvente mas costoso que las aminas bull En algunos casos se ha presentado acumulacion de azufre en el solvente y depositacion de

azufre en los equipos bull Baja remocion de mercaptanos bull Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneracion

bull Proceso de Lavado con Agua

Es un proceso de absorcion fisica que presenta las siguientes ventajas como no hay reacciones quimicas los problemas de corrosion son minimos y el liquido usado se regenera haciendolo pasar por un separador para removerle el gas absorbido no se requiere aplicacion de calor 0

muy poca es un proceso bastante selectivo La principal desventaja es que requiere una uFlidad recuperadora de azufre

EI proceso es efectivo a presiones altas contenidos altos de gases acidos y relaciones H2SC0 2

altas Algunas veces se recomienda combinar este proceso con el de aminas para reducir costos La Figura 72 muestra el diagrama del proceso EI gas acido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace contacto con el agua que viene de arriba hacia abajo EI gas que sale por la parte superior de la t~rre esta parcialmente endulzado y se envia a la planta de aminas para completar el proceso de endulzamiento EI agua que sale del fondo de la torre se envia a un separador de presion intermedia para removerle los hidrocarburos disueltos y al salir de este se represuriza para enviarla a un separador de presion baja donde se Ie remueven los gases acidos y de aqui el agua ya lim pia se recircula a la torre

523- Procesos Hibridos ~

Los procesos hibridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los procesos quimicos alta capacidad de absorcion y por tanto de reducir los niveles de los contaminantes especial mente H2S a valores bajos y de los procesos fisicos en 10 relativo a bajos niveles de energia en los procesos de regeneracion

230

r

r ~

bull

lt Z

lt

W o

lt Z lt J a

bull

ct

a o o ltt a u z w

( ~-----_---J

0 If)~ lttu C)ltt

c II)

ct III z ~cQ Q Vl III III Vl It

Q

~

a 0 a ltt gt

ni ~ Cl laquo r 0 u r c) 0 N u 0 III 0

) de H2S a los niveles exigidos se ha logrado middot If)

w j

o

ltt

If)

z ltt

NJ I a

-----------1 ~

r ~

laquo 0 a 0-r Q)

E Ill

~

C r w Q)

C 0 III Q) u 0 a Qj C Ill E Ill Cl Ill

Ci N Ill ~

2 LL

icas

y por 10 tanto tiene bajos

icos son mas aplicables astante bajos

lente y depositacion de

no hay reacciones ~enera haciendolo cacion de calor 0

quiere una uFlidad

ciones H2SC02

IS para reducir

lacia arriba en Ie por la parte lra completar eparador de

represuriza Y de aqui el

rocesos nantes ~Ies de

ltt z ltt w 0

ltt I-z ltt J a

ltt

--

EI proceso hibrido mas usado es el Sulfinol que usa un solvente fisico sulfolano ( dioxido de tetrahidrotiofeno) un solvente quimico (DIPA) y agua Una composicion tipica del solvente es 40shy40-20 de sulfolano DIPA y agua respectivamente La composicion del solvente varia dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocion de COS RSR Y la presion de operacion

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes La DIPA tiende a ayudar en la reducion de la concentracion de gases acidos a niveles bajos el factor dominante en la parte superior de la contactora y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoci6n el factor dominante en el fondo de la contactora Como los solventes fisicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracion la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas EI diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos quimicos

Ventajas del Sulfino

bull Exhibe excelentes capacidades para la remoci6n de H2S y CO2 EI sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases acidos a presiones bajas de 100 a 300 Lpc

bull EI Sulfinol puede remover COS RSR Y CS2 sin degradaci6n La remocion de estos contaminantes es debida basicamente a la presencia del sulfolano

bull La remocion selectiva del H2S es posible en algunos casos especificos especialmente con relaciones C02H 2S altas y cuando no se requiere la remoci6n de COS RSR 0 CS2

Desventajas del Sulfino

bull No es un proceso comercial Hay que pagar derechos para poderlo aplicar bull EI CO2 degrada la DIPA aunque el producto resultante se puede separar en un recaimer

Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un recaimer que trabaja al vacio en lugar de un reclaimer atmosferico

bull Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneraci6n se pueden presentar perdidas por evaporacion

bull Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcion excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperacion de azufre

bull Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacion de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y IIneas Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160degF

524- Procesos de Conversion Directa ~

Estos procesos remueven el H2S y 10 convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre Estos procesos utilizan reacciones de oxidaci6n - reducci6n que involucran la absorcion de H2S en una soluci6n alcalina Entre estos metodos esta el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja

bull Proceso Stretford

Es el mas conocido de los metodos de conversion directa y en el se usa-tJHi3-setucfOflOA N de Na2C03 y NaHC03 en agua La relacion es una funcion del contem 0 de CO2 en el gas Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en-e~-gas -10 -eual algunas veces es deseable para controlar el poder calorifico del gas --- shy

EI gas agrio entra por el fondo de la solucion del proceso Con este procesc bajos como 025 granos100 PC (4PPM unos 10 minutos para que haya contad por el fondo se envia a un tanque de l que oxide el H2S a Azufre elemental oxidacion envia el azufre elemental al

Ventajas del Proceso

Buena capacidad para remover bull Proceso Selectivo no remueve bull No requiere unidad recuperado bull Bajos requisitos de equipo Nobull EI azufre obtenido es de pur~bull que el obtenido en la unidad n

Desventajas del Proceso

Es complicado y requiere equipc EI solvente se degrada y el problema esta en desarrollo ur Los quimicos son costosos EI proceso no puede trabajar 2

Las plantas son generalmente

Proceso del Hierro Espbull

Este proceso es aplicable tambien Requiere la prese

Es un proceso de adsorcishytriturada que ha sido im afim ad por el HzS La reI

La temperatura se deb condiciones acidas 0 ne

Ellecho se regenera ci

La regeneraci6n no E azufre se va depositc

EI proceso de regE lentamente para e empaque se debe (

En algunos diseric

Las principales de

ct

a o o ltt a u z w

( ~-----_---J

0 If)~ lttu C)ltt

c II)

ct III z ~cQ Q Vl III III Vl It

Q

~

a 0 a ltt gt

ni ~ Cl laquo r 0 u r c) 0 N u 0 III 0

) de H2S a los niveles exigidos se ha logrado middot If)

w j

o

ltt

If)

z ltt

NJ I a

-----------1 ~

r ~

laquo 0 a 0-r Q)

E Ill

~

C r w Q)

C 0 III Q) u 0 a Qj C Ill E Ill Cl Ill

Ci N Ill ~

2 LL

icas

y por 10 tanto tiene bajos

icos son mas aplicables astante bajos

lente y depositacion de

no hay reacciones ~enera haciendolo cacion de calor 0

quiere una uFlidad

ciones H2SC02

IS para reducir

lacia arriba en Ie por la parte lra completar eparador de

represuriza Y de aqui el

rocesos nantes ~Ies de

ltt z ltt w 0

ltt I-z ltt J a

ltt

--

EI proceso hibrido mas usado es el Sulfinol que usa un solvente fisico sulfolano ( dioxido de tetrahidrotiofeno) un solvente quimico (DIPA) y agua Una composicion tipica del solvente es 40shy40-20 de sulfolano DIPA y agua respectivamente La composicion del solvente varia dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocion de COS RSR Y la presion de operacion

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes La DIPA tiende a ayudar en la reducion de la concentracion de gases acidos a niveles bajos el factor dominante en la parte superior de la contactora y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoci6n el factor dominante en el fondo de la contactora Como los solventes fisicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracion la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas EI diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos quimicos

Ventajas del Sulfino

bull Exhibe excelentes capacidades para la remoci6n de H2S y CO2 EI sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases acidos a presiones bajas de 100 a 300 Lpc

bull EI Sulfinol puede remover COS RSR Y CS2 sin degradaci6n La remocion de estos contaminantes es debida basicamente a la presencia del sulfolano

bull La remocion selectiva del H2S es posible en algunos casos especificos especialmente con relaciones C02H 2S altas y cuando no se requiere la remoci6n de COS RSR 0 CS2

Desventajas del Sulfino

bull No es un proceso comercial Hay que pagar derechos para poderlo aplicar bull EI CO2 degrada la DIPA aunque el producto resultante se puede separar en un recaimer

Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un recaimer que trabaja al vacio en lugar de un reclaimer atmosferico

bull Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneraci6n se pueden presentar perdidas por evaporacion

bull Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcion excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperacion de azufre

bull Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacion de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y IIneas Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160degF

524- Procesos de Conversion Directa ~

Estos procesos remueven el H2S y 10 convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre Estos procesos utilizan reacciones de oxidaci6n - reducci6n que involucran la absorcion de H2S en una soluci6n alcalina Entre estos metodos esta el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja

bull Proceso Stretford

Es el mas conocido de los metodos de conversion directa y en el se usa-tJHi3-setucfOflOA N de Na2C03 y NaHC03 en agua La relacion es una funcion del contem 0 de CO2 en el gas Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en-e~-gas -10 -eual algunas veces es deseable para controlar el poder calorifico del gas --- shy

EI gas agrio entra por el fondo de la solucion del proceso Con este procesc bajos como 025 granos100 PC (4PPM unos 10 minutos para que haya contad por el fondo se envia a un tanque de l que oxide el H2S a Azufre elemental oxidacion envia el azufre elemental al

Ventajas del Proceso

Buena capacidad para remover bull Proceso Selectivo no remueve bull No requiere unidad recuperado bull Bajos requisitos de equipo Nobull EI azufre obtenido es de pur~bull que el obtenido en la unidad n

Desventajas del Proceso

Es complicado y requiere equipc EI solvente se degrada y el problema esta en desarrollo ur Los quimicos son costosos EI proceso no puede trabajar 2

Las plantas son generalmente

Proceso del Hierro Espbull

Este proceso es aplicable tambien Requiere la prese

Es un proceso de adsorcishytriturada que ha sido im afim ad por el HzS La reI

La temperatura se deb condiciones acidas 0 ne

Ellecho se regenera ci

La regeneraci6n no E azufre se va depositc

EI proceso de regE lentamente para e empaque se debe (

En algunos diseric

Las principales de

--

EI proceso hibrido mas usado es el Sulfinol que usa un solvente fisico sulfolano ( dioxido de tetrahidrotiofeno) un solvente quimico (DIPA) y agua Una composicion tipica del solvente es 40shy40-20 de sulfolano DIPA y agua respectivamente La composicion del solvente varia dependiendo de los requerimientos del proceso de endulzamiento especialmente con respecto a la remocion de COS RSR Y la presion de operacion

Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son diferentes La DIPA tiende a ayudar en la reducion de la concentracion de gases acidos a niveles bajos el factor dominante en la parte superior de la contactora y el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoci6n el factor dominante en el fondo de la contactora Como los solventes fisicos tienden a reducir los requerimientos de calor en la regeneracion la presencia del sulfolano en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los requeridos en procesos con aminas EI diagrama de flujo del proceso sulfinol es muy similar al de los procesos quimicos

Ventajas del Sulfino

bull Exhibe excelentes capacidades para la remoci6n de H2S y CO2 EI sulfinol como la DEA tienen buena capacidad para remover gases acidos a presiones bajas de 100 a 300 Lpc

bull EI Sulfinol puede remover COS RSR Y CS2 sin degradaci6n La remocion de estos contaminantes es debida basicamente a la presencia del sulfolano

bull La remocion selectiva del H2S es posible en algunos casos especificos especialmente con relaciones C02H 2S altas y cuando no se requiere la remoci6n de COS RSR 0 CS2

Desventajas del Sulfino

bull No es un proceso comercial Hay que pagar derechos para poderlo aplicar bull EI CO2 degrada la DIPA aunque el producto resultante se puede separar en un recaimer

Generalmente en el proceso Sulfinol se usa un recaimer que trabaja al vacio en lugar de un reclaimer atmosferico

bull Aunque el sulfolano no se degrada en el proceso de regeneraci6n se pueden presentar perdidas por evaporacion

bull Debido a la presencia del sulfolano se presenta absorcion excesiva de hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperacion de azufre

bull Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formacion de un lodo tipo brea que bloquea intercambiadores y IIneas Este lodo se ha encontrado que se forma a temperaturas por encima de 160degF

524- Procesos de Conversion Directa ~

Estos procesos remueven el H2S y 10 convierten directamente a azufre elemental sin necesidad de unidad recuperadora de azufre Estos procesos utilizan reacciones de oxidaci6n - reducci6n que involucran la absorcion de H2S en una soluci6n alcalina Entre estos metodos esta el proceso Stretford y el proceso del Hierro Esponja

bull Proceso Stretford

Es el mas conocido de los metodos de conversion directa y en el se usa-tJHi3-setucfOflOA N de Na2C03 y NaHC03 en agua La relacion es una funcion del contem 0 de CO2 en el gas Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es afectado y continua en-e~-gas -10 -eual algunas veces es deseable para controlar el poder calorifico del gas --- shy

EI gas agrio entra por el fondo de la solucion del proceso Con este procesc bajos como 025 granos100 PC (4PPM unos 10 minutos para que haya contad por el fondo se envia a un tanque de l que oxide el H2S a Azufre elemental oxidacion envia el azufre elemental al

Ventajas del Proceso

Buena capacidad para remover bull Proceso Selectivo no remueve bull No requiere unidad recuperado bull Bajos requisitos de equipo Nobull EI azufre obtenido es de pur~bull que el obtenido en la unidad n

Desventajas del Proceso

Es complicado y requiere equipc EI solvente se degrada y el problema esta en desarrollo ur Los quimicos son costosos EI proceso no puede trabajar 2

Las plantas son generalmente

Proceso del Hierro Espbull

Este proceso es aplicable tambien Requiere la prese

Es un proceso de adsorcishytriturada que ha sido im afim ad por el HzS La reI

La temperatura se deb condiciones acidas 0 ne

Ellecho se regenera ci

La regeneraci6n no E azufre se va depositc

EI proceso de regE lentamente para e empaque se debe (

En algunos diseric

Las principales de