Tomo-II-Cap-2

Endulzamiento del Gas Natural

CAPÍTULO 2

ENDULZAMIENTO DEL GAS NATURAL

2.1 Introducción.

Generalmente el gas natural que se produce a nivel mundial contiene CO2.

Además, en muchas partes del mundo principalmente al norte de la línea

ecuatorial, el gas natural contiene también H2S. Ambos compuestos son

ligeramente solubles en agua; cuando estos gases se disuelven en agua forman

una solución medianamente acidificada, razón por la que estos compuestos son

llamados gases ácidos.

Como se vio en el Capítulo 1, las especificación máximas de CO2 y H2S a

nivel internacional son 2 % vol y 4 ppmv, respectivamente. Cuando un gas

natural excede las especificaciones por H2S y/o CO2 se denomina un gas agrio;

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por el contrario, cuando el contenido de estos compuestos en el gas natural está

por debajo de los límites especificados para gas de venta, se dice que es un gas

dulce.

El gas natural que tiene concentraciones de H2S y CO2 por encima de los

límites permisibles, tiene que ser tratado para removerle el gas ácido. Como el

H2S reacciona con muchos compuestos, hay una gran variedad de procesos para

extraerlo químicamente.

En pequeñas concentraciones, es económica su remoción haciéndolo

reaccionar con compuestos sólidos secos como el óxido de hierro o el óxido de

zinc. Cuando las concentraciones son altas, se usan los solventes. En cuanto al

CO2, se extrae solamente usando solventes.

2.2 Procesos Típicos De Tratamiento De Gas Por

Remoción De Gas Ácido.

La mayoría de los gases agrios se tratan con solventes regenerables para

separar los gases ácidos de los hidrocarburos. En la Fig. 2-1 y Fig. 2-2 se

muestra un proceso típico para este propósito. El gas entra al separador de

entrada en el cual se separa cualquier líquido condensado y fluye a la

absorbedora por al fondo.

Por la parte superior de la torre entra el solvente pobre (generalmente

aminas) disueltas en agua y en la medida que fluye hacia abajo de plato a plato,

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se pone en íntimo contacto con el gas que fluye hacia arriba burbujeando en el

líquido. Cuando el gas alcanza la cima de la torre, virtualmente todo el H2S y

dependiendo del solvente, casi todo el CO2 se ha removido de la corriente de gas

de carga.

El gas es ahora dulce y cumple con las especificaciones de H2S y CO2,

pero como está saturado con agua, generalmente va a un proceso de

deshidratación como se vio en el capítulo anterior. Normalmente las contadoras

operan a niveles de presión de 950 psig (66,8 kg/cm2).

El solvente rico en hidrocarburos sale por el fondo de la contactora y pasa

por una válvula de control en la cual cae la presión a un nivel de 70 psig (4,9

kg/cm2).

A dicha presión entra a un tambor "flash" en el cual la mayoría del

hidrocarburo gaseoso disuelto y algo de gas ácido se separan.

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FIGURA 2-1. Remoción Gas Ácido

Fuente: “GPSA (Gas Processors Suppliers Association)”

22


FIGURA 2-2. Tratamiento del Gas Natural

Fuente: Base de Datos de PEMEX, Gas y Petroquímica Básica.

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A continuación la solución rica intercambia calor con la solución

regenerada o pobre que sale caliente de la torre despojadora. Luego de

precalentarse entra a la despojadora o regeneradora donde el proceso ocurre

alrededor de 14 psig (0,98 kg/cm2) a la temperatura respectiva de ebullición de

la solución. El calor al fondo de la torre se suministra con un rehervidor.

Los vapores que salen por el tope de la torre pasan por un condensador

y un separador ó tambor de reflujo, en el cual se separa el gas ácido y el

líquido condensado. Este líquido es bombeado nuevamente por la parte

superior de la torre como reflujo. La corriente de gas ácido es una corriente de

deshecho que debe ser incinerada o tratada para convertir el H2S generalmente

en azufre.

La solución regenerada sale por el fondo de la torre o el rehervidor, pasa

por el intercambiador solvente pobre / solvente rico y va al tanque de

reposición de solvente.

Del tanque se bombea a través de un enfriador en el cual se controla la

temperatura apropiada para el tratamiento en la contactara, que generalmente

es 10 °F más caliente que el gas de carga para evitar condensación de

hidrocarburos que causan problemas de espuma en el proceso.

Variaciones al proceso descrito anteriormente se muestran en las Figs.

21-13 a 21-16 del GPSA.

24


Siguiendo el sistema de endulzamiento del gas natural, a continuación

viene el proceso de recuperación de azufre, que se muestra en la Fig. 2-3 que

se presenta a continuación.

FIGURA 2-3. Recuperación de Azufre

Fuente: Base de Datos de PEMEX, Gas y Petroquímica Básica.

El gas ácido (H2S ácido sulfhídrico + CO2 bióxido de carbono),

proveniente del proceso de endulzamiento, pasa por un reactor térmico

(cámara de combustión) y posteriormente pasa a dos reactores catalíticos,

donde finalmente se logra la conversión del H2S (ácido sulfhídrico) en azufre

elemental. El azufre elemental se almacena, transporta y entrega en estado

líquido.

De la misma forma la acidez del gas se puede eliminar con procesos de

adsorción secos con lechos adsorbedores de diferente naturaleza. Algunos de

25


los usados para remover el H2S son el Sulfatreat, Iron sponge y tamices

moleculares.

Criterios De Selección De Procesos

De acuerdo al tipo de contaminantes, se debe escoger el tipo de proceso a

utilizar para el endulzamiento del gas natural, además se debe establecer que

amina sería la más adecuada en relación a los contaminantes presentes en

nuestro gas.

Tabla 2.1 Guía para la selección de procesos

Contaminante Aminas

(DEA)

Solv. Físicos

(Selexol)

Solv. hibridos (Sulfinol)

Carb. Potasio

(Benfield)

Tamices moleculares

H2S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno

CO2 Muy bueno Bueno Muy bueno Bueno Muy bueno

COS Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado

RSH(*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno

CS2 No Bueno Bueno Posible ---

EMS, DMDS No --- --- --- ---

Referencias:

COS : Sulfuro de carbonilo(*) : Denota mercaptanosCS2 : Disulfuro de carbonoEMS : Etil metil sulfuroDMDS : Dimetil disulfuro

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2.3 Consideraciones De Diseño Y Operación

De Equipos En Proceso De Remoción De Gas Ácido

El proceso de endulzamiento con solventes regenerativos consiste

esencialmente de los pasos cíclicos siguientes:

a. Poner en contacto el gas natural conteniendo los gases ácidos con una

solución pobre a alta presión y baja temperatura en una absorbedora o

contactora.

b. Regenerar la solución rica a baja presión y alta temperatura para obtener

solución pobre que luego se enfría y se recircula.

Aunque esto parece sencillo, la operación del proceso requiere un

funcionamiento armónico en los diferentes equipos. Si uno de los equipos en

el tren no hace su parte apropiadamente, el tratamiento del gas es malo y se

requiere apagar la planta, quemar el gas en la tea de “flare” y proceder a

remediar la situación.

Una parada de planta que no esté programada, normalmente es muy

costosa en este tipo de actividad.

Por lo tanto es necesario tener claro el propósito y las condiciones de

operación de los equipos que conforman el tren de endulzamiento.

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Separador De Entrada

Como se ilustra en la Fig. 2-1, la primera vasija en esta unidad es el

separador de entrada. Su propósito es separar las diferentes fases de los fluidos

que entran y poder manejar cualquier bache de líquido proveniente del sistema

de gasoducto, con esto se evita que los vapores que salen de la vasija se

contaminen con líquido.

Si el separador es más grande de lo necesario no es problema, pero si es

pequeño, será la causa de muchos problemas en la operación de la unidad. La

temperatura de los fluidos que entran no debe estar a más de 5 a 10 °F por

encima de la temperatura de formación de hidratos a la presión de operación

(≈ 500 psia), para facilitar la condensación de la mayor cantidad posible de

hidrocarburos pesados.

Compresión

En muchos yacimientos viejos, la presión ha declinado de forma tal que

para mantener la producción de los pozos, la presión en cabeza debe ser

disminuida para mantener una rata de producción en un nivel aceptable.

Esto significa que la presión en las líneas de recolección ha disminuido

y por lo tanto, el gas llega a la planta de tratamiento por debajo de la presión

de diseño. Por lo tanto el gas tiene que ser comprimido a la presión requerida,

tanto para tratamiento como para entrega a las líneas de gas de venta.

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Los compresores pueden ser diseñados para manejar gas bastante agrio,

mediante una apropiada especificación de materiales. En este proceso, la

temperatura se incrementa considerablemente y por tanto el gas debe ser

enfriado a 90 - 100 °F si la presión está en el orden de 1000 psia (70,31

kg/cm2), para condensar agua, hidrocarburos y aceite del compresor. Esta

corriente enfriada debe pasar por un separador antes de entrar a la

absorbedora.

Absorbedora o Torre Contactora

La absorbedora o contactora es una vasija vertical a presión que

contiene entre 20 -24 platos, o un número de etapas equivalentes en empaque.

En ella ocurre la transferencia de masa de los gases ácidos contenidos en el

gas al solvente de endulzamiento. El grueso de la absorción ocurre en los

primeros cinco platos del fondo de la torre.

Cuando el solvente es amina, la absorción es por reacción química la

cual es exotérmica y hace que se incremente la temperatura de salida de la

solución en unos grados. El incremento en temperatura depende de la

concentración de los gases ácidos en el gas agrio y la carga molar, la cual se

define más adelante. La solución rica sale por el fondo de la torre a través de

una válvula de control de nivel y de disminución de presión.

La presión de operación de la contactora puede variar

considerablemente de planta a planta, pero en operaciones de alta presión, la

mayoría de ellas opera en el rango de 950 a 1,000 psia (66,8 a 70,31 kg/cm2), 29


de esta forma el gas dulce puede entrar a la línea de gas de venta a un nivel de

presión de 900 psig o más.

Un problema que debe evitarse en la contactora es la formación de

espuma, la cual puede detectarse mediante medición continua de la presión

diferencial a través de la contactora, entre el gas de entrada y el gas de salida.

En los platos en los cuales se presenta espuma, la solución tiende a

mantenerse sobre ellos incrementándose la cabeza hidrostática. El gas va

acumulando dicha cabeza hidrostática entre los platos de fondo y de cima, a

medida que burbujea a través del líquido en cada plato.

Lavado Con Agua Del Gas Tratado

El gas que sale por la cima de la contactora está virtualmente libre de

gases ácidos y cumple con las especificaciones por H2S y CO2. Sin embargo,

requiere tratamiento para ajuste del punto de rocío. Además como la

temperatura de salida del gas es de 100 °F o un poco mayor, algo de solvente

sale en fase vapor con el gas dulce y por lo tanto esta corriente usualmente se

lava con agua.

Esto se pueda hacer en una torre que condense alrededor de seis platos.

El agua utilizada para lavado debe ser desmineralizada o condensada del

vapor vivo, la cual después del lavado se usa como agua de reposición para la

solución de endulzamiento, con lo cual se reducen las pérdidas de solvente.

30


Tambor Flash

El uso de este equipo trae como beneficio lo siguiente:

- Reducir erosión en los intercambiadores amina rica - amina

pobre.

- Minimizar el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.

- Reducir la carga de vapores a la despojadora.

- Permitir usar el gas que se libera como combustible,

mediante endulzamiento en una pequeña torre en la parte superior

del tambor.

Cuando hay presencia de hidrocarburos pesados en el gas natural, se usa

este tanque para retirarlos. El tiempo de residencia puede variar entre 5

y 30 minutos, dependiendo de los requerimientos.

Intercambiador De Calor Solución Rica/Pobre

La solución rica relativamente fría intercambia calor con la solución

regenerada la cual está cerca a su punto de ebullición. Uno de los equipos más

comunes para este servicio es el intercambiador de casco y tubos.

Normalmente este intercambiador se hace de acero al carbón, pero

algunas veces los tubos se hacen de acero inoxidable para alargar el tiempo de

vida del equipo.

31


Los principales problemas de operación con este tipo de intercambiador,

son corrosión y ensuciamiento. Falla de un tubo debido a corrosión se puede

notar por un incremento súbito del gas ácido residual en el solvente

regenerado, debido a fugas de la solución rica hacia la solución pobre que

opera a más baja presión. El ensuciamiento se detecta mediante seguimiento

rutinario de la eficiencia de transferencia de calor en el intercambiador.

La solución rica sale del tambor mediante una válvula de control de

nivel y como el gas tiende a liberarse de la solución a medida que el solvente

rico es calentado, debe mantenerse determinado nivel de presión sobre el

líquido.

Por esta razón la válvula de control de nivel debe ser la última pieza de

equipo a través de la cual pasa el solvente rico antes de entrar a la columna

despojadora. Por lo tanto esta válvula que controla el nivel en el tambor flash,

debe montarse sobre la boquilla de alimento a la despojadora.

Si se usa carbonato de potasio como solvente, no se requiere este

intercambiador puesto que la solución contacta al gas en la absorbedora a alta

temperatura. Esto representa un significativo ahorro de energía para este

proceso comparado con el proceso de amina.

Regeneradora o Despojadora

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Las reacciones químicas por las cuales los gases ácidos son removidos

por el solvente en la contactora tienen que ser reversadas. Esto se hace

bajando la presión de la solución a alrededor de 12 a 15 psig (0,84 a 1,05

kg/cm2) y calentando a la temperatura de ebullición a esta presión. Lo anterior

ocurre en una vasija de baja presión llamada regeneradora o despojadora.

La solución rica entra a la despojadora por la parte media superior de la

vasija. La fuente de calor para el despojo está en el fondo de la vasija

suministrada por el rehervidor, en el cual se calienta el líquido a su punto de

ebullición con vapor de agua.

Los vapores del rehervidor entran a la despojadora por debajo del plato

de alimento y a medida que ascienden suministran el calor para despojar los

gases ácidos de la solución rica. La solución regenerada ahora pobre, sale por

el fondo o por el rehervidor de la torre.

Rehervidor

El rehervidor suministra el calor para la regeneración del solvente. La

precaución principal que debe tenerse en esta operación, es no exponer

el solvente a temperaturas que puedan descomponerlo. Por lo tanto, el medio

de calentamiento en el rehervidor no debe sobrepasar los 340 °F (171 ºC).

El calor puede ser suministrado por vapor de agua o glicol caliente en

un rehervidor de casco y tubos, o por un horno de fuego directo, el cual se 33


diseña para que la temperatura máxima de pared en los tubos sea la requerida

para calentar la solución pero que se evite la degradación térmica.

Reclaimer (Recuperador)

Cuando se usa monoetanolamina (MEA) o diglicolamina (DGA),

generalmente se usa un rehervidor adicional "Reclaimer", para remover

productos de la degradación del solvente, sales, sólidos suspendidos, ácidos y

compuestos de hierro.

Normalmente “soda ash” o cáustica se adiciona al reclaimer con MEA

para obtener un pH entre 8-9, para DGA no se requiere adición de solución

básica. La rata de circulación en el reclaimer está entre 1 - 3 % del total de la

circulación de amina.

Condensador

La corriente de vapores que sale caliente por el tope de la despojadora

está compuesta por H2S, CO2, algo de hidrocarburo gaseoso disuelto, un poco

de vapor de agua y solvente.

Esta corriente caliente de vapor pasa por un condensador que

generalmente es aéreo, donde se enfría hasta la mínima temperatura que

permita el aire, para minimizar las pérdidas de solvente y agua en fase de

vapor en el gas ácido.

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La mayoría del agua y el solvente químico se condensan y son

separadas del gas ácido en el tambor de reflujo.

Tambor De Reflujo

La corriente en dos fases proveniente del condensador entra a un

separador llamado tambor de reflujo. El líquido condensado principalmente

agua con una pequeña cantidad de solvente químico, se bombea a la cima de

la despojadora como reflujo.

El reflujo ayuda a reducir la cantidad de solvente químico en la sección

de cima de la despojadora disminuyendo sus pérdidas. La rata de reflujo

normalmente está entre 1-1,5 moles de agua retornada como reflujo por mol

de gas ácido liberado en la despojadora.

Tanque De Almacenamiento De Solución

Este tanque suministra flexibilidad en el manejo del solvente. Opera a

presión cercana a la atmosférica con una ligera presión positiva suministrada

por gas dulce o gas inerte para prevenir la entrada de aire.

Debe mantenerse un nivel mínimo para garantizar suficiente succión a

la bomba de circulación de solvente. Las pérdidas de solvente son repuestas

con la adición de solvente puro y agua periódicamente al tanque, manteniendo

el rango apropiado de concentración de la solución.

35


La temperatura de la solución en el tanque es un poco alta, del orden de

150 - 170 °F (65,6 a 76,7 ºC), dado que tan solo se ha enfriado al intercambiar

calor con el solvente rico.

Bomba De Solución

La bomba de solución eleva la presión del solvente pobre a la presión de

la contactora. Normalmente estas bombas son centrífugas y la rata de

circulación se controla con una válvula de control.

Esto permite a los operadores de la planta variar la rata de circulación

de solvente proporcionalmente a la rata de flujo de gas a la contactora. Con

esto se mantiene la carga molar deseada y la eficiencia de energía en todo el

proceso.

Filtración

El proceso de filtración del solvente pobre es de mucha ayuda para tener

una operación exitosa de una unidad de tratamiento de gas. La cantidad de la

corriente a ser filtrada debe ser tan alta como sea práctico y varía en un rango

tan amplio corno 5 a 100 % de la corriente total.

Generalmente se hace en dos etapas, primero a través de un filtro de

elementos tipo cartucho, en el cual se remueven tamaños hasta de 10 micras y

posteriormente a través de un filtro con carbón activado, en el cual se

36


remueven hidrocarburos y otros contaminantes hasta un tamaño de 5 micras, e

incluye el mecanismo de adsorción. El objetivo es mantener limpia la solución

para evitar espuma.

Corrosión

La combinación de H2S y CO2 con agua, asegura que haya condiciones

de corrosión en una planta de tratamiento de gas. En general corrientes de gas

con alta relación H2S y CO2 son menos corrosivas que las que tienen bajas

relaciones. Concentraciones de H2S en el rango de ppm,v con CO2 de 2 % o

más son bastante corrosivas.

Como la corrosión en plantas de endulzamiento es de naturaleza

química, depende fuertemente de la temperatura y la velocidad del líquido. El

tipo y concentración de la solución a ser usada tiene gran impacto sobre la rata

de corrosión. La corrosión se incrementa cuando se usan soluciones fuertes y

altas cargas de gas ácido. En general la velocidad de diseño en tuberías para

solución rica debe ser el 50 % de la que se usa en servicios “dulces”.

Muchos problemas de corrosión pueden solucionarse usando una

combinación de inhibidores y buenas prácticas de operación tales como:

- Mantener la más baja temperatura posible en el rehervidor.

- En lo posible usar un medio de calentamiento de baja temperatura.

- Minimizar los sólidos y productos de degradación en el sistema con

una filtración efectiva y el uso del “reclaimer”.37


- Evitar el oxígeno mediante el uso de gas de blanqueo en tanques y

manteniendo presión positiva en succión de todas la bombas.

- Usar agua desionizada o de calderas para reposición, generalmente

vapor de agua.

- Limitar el poder de tratamiento de la solución a los niveles mínimos

requeridos.

- Circular la solución rica por el lado tubo de los intercambiadores.

- Hacer seguimiento a las ratas de corrosión con cupones o probetas.

- Mantener un nivel mínimo de solución de 6 pulgadas por encima de los

tubos en el rehervidor.

En las siguientes gráficas, se algunas fotografías de la corrosión que se

presenta en los ductos.

Fig. 2-4 Corrosión en equipos de endulzamiento

Fig. 2-5 Corrosión en equipos de endulzamiento38


Materiales

Normalmente el material principal de construcción en estas plantas es

acero al carbón. Vasijas y tuberías pueden tener alivio de esfuerzos para evitar

corrosión en las soldaduras. El rango de corrosión permisible para los equipos

es entre 1/16" a 1/4" típico 1/8".

Cuando se conoce de problemas de corrosión o se requieren altas cargas

de solución, se usa acero inoxidable 304, 316 ó 410 en las siguientes áreas

críticas:

- Condensador.

- Haz de tubos del rehervidor.

- Tubos del intercambiador amina rica - amina pobre.

- Tubería de solución rica desde el intercambiador amina rica - amina

pobre hasta la despojadora.

- Los 5 platos de fondo de la contactora y los 5 platos de cima de la

despojadora.

Optimización Del Proceso39


La extracción de gases ácidos al gas natural es uno de los procesos más

costosos en una planta de gas, por las siguientes dos razones:

- Los costos de inversión en equipos y los costos de operación son altos.

- Los componentes removidos no tienen valor.

Por lo tanto la Optimización del proceso es muy importante y tiene los

siguientes objetivos:

- Reducir costos de operación.

- Mantener máxima producción.

- Reducir costos de mantenimiento.

El área principal en la cual pueden bajarse costos de operación es la de

consumo de energía. En procesos de endulzamiento, las dos principales áreas

de consumo de energía son: el bombeo de la solución y el requerimiento de

calor para su regeneración.

Para reducir el consumo en estas dos áreas, la clave es optimizar la rata de

circulación. Para esto se requiere operar con una solución en el valor superior

del rango tanto para concentración como para carga molar. El calor al

rehervidor debe mantenerse en el mínimo valor requerido para regenerar la

solución al grado de pureza necesaria, con esto se minimiza la rata de

circulación de la solución. Para lograr lo anterior, se hace seguimiento

mediante un analizador, al contenido de gas ácido en las soluciones rica y

40


pobre. Sin embargo el costo de este instrumento y su operación también es

alto.

Otra área para ahorro de energía es el intercambiador de calor de solución

rica/pobre. Este intercambiador debe ser dimensionado generosamente para

recuperar el máximo de calor de la solución pobre caliente. Debe hacerse

seguimiento periódico a la eficiencia de este intercambiador observando el

ensuciamiento.

Es necesario tener muy presente que la operación a alta concentración de

solvente y alta carga molar, favorece la rata de corrosión. Por lo tanto, el

seguimiento y control de la corrosión debe ser parte muy importante en la

operación de la planta.

2.4 Problemas Operacionales

Los principales problemas operacionales que pueden encontrarse en las

facilidades para el tratamiento de gas agrio son:

- Dificultad para alcanzar la especificación de H2S para el gas de venta.

- Formación de espuma en la solución, en la contactora o en la

regeneradora.

- Corrosión en tuberías y vasijas.

- Pérdidas de solvente.

41


Si la planta deja pasar gas agrio por alguna razón a las líneas de

transmisión, el operador de estas líneas detecta tal condición inmediatamente,

y después de una advertencia mínima al operador de la planta, cierra

automáticamente la válvula de admisión de gas al sistema principal de

transmisión.

De esta manera se presenta un contraflujo en la planta y entra a operar el

sistema de relevo a la Tea ó Antorcha, en la cual se quema el gas que está

fuera de especificaciones. Los operadores de la planta tienen que detectar la

causa de la falla y corregirla, antes de volver a alinear el gas al sistema de

transmisión.

La formación de espuma en la solución ocurre cuando hay arrastre

mecánico de líquido como burbujas. La tendencia a formar burbujas se

incrementa con la disminución de la tensión superficial de la solución, debido

a la interferencia de sustancias extrañas en la superficie de la solución que está

sobre el plato. Se piensa que la espuma se produce por los siguientes factores:

- Hidrocarburo líquido.

- Productos de degradación de la amina.

- Productos químicos utilizados para tratamiento en los pozos o sistemas

de recolección.

- Productos químicos utilizados para el tratamiento del agua de

reposición.

- Sólidos finos suspendidos tales como sulfuro de hierro.

42


Los sólidos suspendidos en la solución por ellos mismos no causan

espuma, pero cuando hay espuma la estabilizan. Para evitar la formación de

espuma, a veces es efectivo adicionar a la solución un agente antiespumante;

sin embargo, esto no corrige el origen del problema. Además, si se adiciona

mucho antiespumante a la solución se puede inclusive agravar el problema.

Otro problema de común ocurrencia en una planta de amina es la

corrosión. Para mantener en control la rata de corrosión, se adiciona un

inhibidor de corrosión y se usa acero inoxidable en ciertas partes de los

equipos de proceso.

Predecir con certeza en qué lugar atacará la corrosión es muy difícil. Por

experiencia se han detectado áreas donde hay más tendencia a la corrosión

tales como, la parte superior de la despojadora, los tubos del rehervidor, los

intercambiadores de calor y alguna tubería de conexión. En estos sitios la

temperatura es alta.

El ampollamiento por hidrógeno se detecta después de muchos años de

servicio en el casco de la absorbedora o de la regeneradora. Craqueo inducido

por hidrógeno puede también ocurrir después de muchos años de servicio, en

las soldaduras de las vasijas o de la tubería.

Corrosión/erosión puede ocurrir en áreas en las cuales la velocidad del

fluido es alta, tales como en la línea de retorno del rehervidor, en el punto de

entrada de los vapores del rehervidor a la despojadora y aguas abajo de las

válvulas que tumban presión.

43


En todos los sistemas de solventes regenerativos, es necesario hacer una

reposición periódica de solvente puro a la solución, debido a las pérdidas de

solvente durante la operación. Las pérdidas de solvente en los sistemas de

tratamiento de gas, pueden ocurrir por las siguientes causas:

- Vaporización.

- Arrastre.

- Degradación y remoción de productos de degradación.

- Pérdidas mecánicas.

Los solventes usados en el tratamiento de gas como cualquier otro líquido,

tienen una presión de vapor que se incrementa con la temperatura. En un

sistema de endulzamiento de gas, hay tres vasijas en las cuales el gas y el

líquido se separan: absorbedora, tambor flash y tambor de reflujo.

La corriente más voluminosa es la corriente de gas que sale de la

absorbedora. Para reducir las pérdidas de solvente por esta fuente, se emplea

una sección de lavado con agua. Las pérdidas de solvente en el tambor flash

normalmente son pequeñas, dado que el gas que sale por esta vasija es muy

pequeño comparado con las demás corrientes de la planta.

Cuando la solución se regenera en la despojadora, algo de solvente sale por

la cima con el la corriente de gas ácido y el vapor de agua. Luego de la

condensación, la mayor parte del agua y la amina retornan como líquido a las

cima de la despojadora, con lo cual se recupera la mayoría del solvente. Sin

embargo, algo sale en el tambor de reflujo con la corriente de gas ácido.

44


Bajando la temperatura del reflujo, se reducen las pérdidas de solvente en

este punto.

Se presenta arrastre de solvente cuando hay formación de espuma, o bajo

condiciones de alta velocidad del gas. Previniendo la formación de espuma y

manteniendo la operación al nivel de carga de diseño, el arrastre puede

controlarse y por tanto se controlan las pérdidas de solvente.

En los sistemas de aminas alguna degradación de solvente ocurre. Las

aminas primarias son las más susceptibles a este problema, por lo cual en tales

sistemas se requiere un equipo especial de separación llamado reclaimer, para

remover periódicamente los productos de la degradación, los cuales pueden

contribuir a la corrosión.

Las principales pérdidas de solvente se deben frecuentemente a problemas

o acciones mecánicas. Esto incluye el cambio de filtros, escapes por bombas o

uniones y limpieza y drenaje de vasijas.

2.5 Solventes Para Tratamiento De Gas

La mayoría de los solventes químicos regenerativos para endulzamiento

son alcanolaminas que corresponden a bases orgánicas débiles. Las

alcanolaminas se forman por el reemplazo de uno, dos o tres átomos de

hidrógeno de la molécula de amoníaco con radicales de otros compuestos

45


generalmente alcoholes y glicol, para formar aminas primarias, secundarias y

terciarias respectivamente.

Aminas primarias:

MEA = monoetanolamina

DGA = diglicolamina

Aminas secundarias:

DEA = dietanolamina

DIPA = diisopropanolamina

Aminas terciarias:

TEA = trietanolamina

MDEA = metildietanolamina

Las aminas que son bases, se combinan químicamente con los gases ácidos

para formar sales inestables a moderadas temperaturas. Estas sales se rompen

a temperaturas altas y bajas presiones (las reacciones químicas son reversibles

al reversar las condiciones físicas de temperatura y presión).

En el GPSA se muestran en las Eqs. 21-1 a la 21-9 las reacciones químicas,

y en la Fig. 21-5 las propiedades físicas de varios solventes usados en el

tratamiento del gas agrio; ambas cosas se muestran a continuación.

46


Fuente: Extracto GPSA (Capítulo 21)

Existe una nueva familia de solventes que tiene su base en aminas y se

denominan solventes formulados. Su popularidad se debe a que permiten

ahorros en tamaños de equipos y en energía sobre casi todas las otras aminas.

Las ventajas de la MDEA son válidas para estos solventes reformulados y

normalmente estos la superan. La mayoría de estos solventes son

formulaciones con base en la MDEA.

47


Fig. 2-6. Propiedades físicas de químicos de tratamiento

48


Los beneficios que los fabricantes de estos solventes aseguran son:

Para nuevas plantas:

reducir corrosión

reducir rata de circulación

disminuir los requerimientos de energía

equipos más pequeños debido a la reducción en la rata de

circulación

Para plantas existentes:

incrementar su capacidad, (mayor rata de carga, o mayor

composición de gas ácido de entrada)

reducir corrosión

reducir rata de circulación

disminuir los requerimientos de energía

Entre las compañías que ofrecen este upo de solventes están:

- Dow Chemical Company = GAS/SPEC™

- Huntsman = TEXTREAT™

- Union Carbide Corporation = UCARSOL™

Estas compañías ofrecen su solvente formulado sobre la base de ventas

"como es". Esto significa que no hay costo involucrado de tecnología

licenciada y por lo tanto no hay garantías de proceso incluidas. Algunos

proveedores ofrecen servicios gratis tales como simulación de procesos en el

sitio del servicio técnico, análisis de solventes, etc.

49


Otros solventes químicos diferentes a las aminas se han desarrollado

para la remoción de gases ácidos al gas natural. Uno de estos químicos es el

carbonato de potasio K2CO3, que es una sal alcalina y se usa en aplicaciones

en las cuales se remueve principalmente CO2.

El carbonato de potasio reacciona con ambos gases ácidos y el proceso

puede ser operado a temperaturas más altas de la absorbedora que otros

solventes (hasta 190 - 230 °F [87,8 – 110 ºC]), por esta razón se conoce como

proceso de "marmita caliente - hot pot".

Requiere baja cantidad de calor para regeneración y por tanto es menos

costosa su operación que los procesos con aminas.

Sin embargo, si la relación H2S/CO2 no es bastante baja, se dificulta la

remoción de H2S y poder cumplir con la especificación de calidad como gas

de venta.

Por lo tanto es un proceso bastante atractivo para gas natural con alto

contenido de CO2. La química del proceso ha sido mejorada con la adición de

catalizadores y es licenciado con varios nombres como Benfield de UOP,

Catacarb de Eickmeier o FLEXSORB HP de Exxon.

50


2.6 Comparación De Solventes Químicos Para

Endulzamiento

En la Tabla 2-2, que se presenta a continuación, se muestra un resumen

de algunos parámetros de comparación para diferentes solventes químicos

usados en endulzamiento de gas natural. Los datos se obtuvieron en forma

teórica para una planta que procesa 50 MMscfd (1,4 MMm3d ) de gas agrio

con un contenido de gas ácido (H2S + CO2) de 12 % vol.

Tabla 2-2 Comparación de procesos de absorción con

Solventes químicos de Endulzamiento

Solvente % peso

solución

con

agua

Rata de

Circulación

gpm

Carga

molar

moles gas

ácido/mol

solvente

Scf gas ácido

removido/gal

de solución

Vapor de

despojo

lb/gal

sol.

lb/h

MEA 18 1475 0,30 2,82 1,2 106 200

DGA 60 870 0,25 4,80 1.5 78 300

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

DEA(SNPA) 25 485 1,10 8,56 1,1 32 00

MDEA 35 865 0,50 4,82 1,0 51 900

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

Fuente: “GPSA, Capítulo 21”

51


En la Fig. 2-6 (Fig. 21-5 del GPSA), se pueden observar los

diferentes valores necesarios para poder llevar a cabo los cálculos de una

planta de endulzamiento con aminas.

Las aminas (alcanolaminaas) usadas para la remoción de lo

contaminantes ácidos del gas natural son:

- MEA Monoetanolamina (PM = 61,08)

- DGA Diglicolamina (PM = 105,14)

- DEA Dietanolamina (PM = 105,14)

- DIPA Diisopropanolamina (PM = 133,19)

- MDEA Metildietanolamina (PM = 119,17)

- TEA Trietanolamina (PM = 148,19)

FIG. 2-7. Enlaces de las aminas de tratamiento

52


Un criterio para la selección de la amina a usar, según ICONSA, en el

endulzamiento del gas natural, se basa en definir las presiones parciales del

CO2 y del H2S, simultáneamente. Para tal efecto se usa la siguiente ecuación:

Pi = Pt * (x CO2 + H2S) Ec. 2-1

Se debe calcular las presiones parciales en la alimentación, como en la

salida (producto), para que de acuerdo a la siguiente figura (2-8), se obtenga la

intersección de los dos valores y de esta forma definir el proceso recomendado

que se usará para el endulzamiento.

Fig. 2-8. Remoción de CO2 y H2S simultáneamente

53


Otro criterio de selección entre los procesos de aminas y los de lecho

fijo, para la eliminación de H2S y en función de la masa en la alimentación, se

muestra en la Fig. 2-9.

Fig. 2-9. Eliminación de H2S según el flujo másico de alimentación

Por otra parte, la Fig. 2.10 muestra unos criterios de selección del

proceso entre aminas, de hecho existen varias recomendaciones y un mercado

muy reñido entre los proveedores y fabricantes de los mismos.

Para realizar una selección correcta, se deben analizar las dos siguientes

etapas:

La Factibilidad técnica

La Factibilidad económica

54


Es decir, primeramente se deben seleccionar los procesos que pueden

cumplir en la realidad con las metas de remoción esperadas y luego realizar

un estudio económico de las alternativas técnicamente posibles.

Fig. 2-10. Criterios de selección entre procesos de endulzamiento

con aminas

Por otro lado, la Fig. 2-11, muestra un cuadro de comparación de

solventes químicos de soluciones de aminas, el análisis de estos cuadros, la

experiencia y un estudio económico nos pueden dar las pautas para

seleccionar un proceso correcto.

55


Fig. 2-11. Comparación entre solventes químicos de aminas

2.7 Cálculos De Proceso De Endulzamiento Con Aminas

La rata de circulación de solvente en galones por minuto y la remoción

de gas ácido (acid gas pick up) de la solución en scf de gas ácido/gal de

solución, se puede estimar con las siguientes fórmulas generales para aminas:

Ec. 2-1

56


Remoción de gas ácido = Ec. 2-2

(scf gas ácido/gal de amina)

En la Fig. 2-6 (Fig. 21-5 del GPSA), se encuentra el peso molecular de

las aminas. El peso molecular del K2CO3 es 138.21 lb/lbmol. En la Figura 21-

8 del GPSA, se encuentran la gravedad específica para diferentes soluciones

de amina. La gravedad específica para soluciones de K2CO3 se puede estimar

con un 2 % de error de la fórmula siguiente:

Ec. 2-3

Para el cálculo del diámetro de la absorbedora se utiliza las siguientes

ecuaciones:

1) , ft/s

2) , pulgadas

EJEMPLO 2-1.

Un flujo de gas de 56 MMscf ( = 0,7273, Z = 0,8706) con un

contenido de gas ácido de 8,19 % mol de CO2, se alimenta a una absorbedora

57


a 120 °F y 1000 psia, para retirarle el CO2 con un solvente químico. Los

solventes a considerar son MDEA y K2CO3.

Determinar la rata de circulación y remoción de gas ácido de cada uno

de estos solventes, si las concentraciones son 35 y 30 % peso respectivamente,

y las cargas molares 0,5 y 0,3 moles de gas ácido/mol de solvente.

Estimar el diámetro interno de una absorbedora de MDEA con la

ecuación de velocidad vertical si K = 0,13.

DATOS:

Q = 56 MMscfd

= 0,7273

Z = 0,8706

Solventes = MDEA y K2CO3

T = 120 °F (580 °R)

P = 1000 psia

% AG = 8,19

K = 0,13

SOLUCIÓN:

(gas) = PM(gas) / PM(aire) = 0,7273 PM(aire) = 28,9625 lb/lbmol

PM(gas) = 0,7273 (28,9625) = 21,06 lb/lbmol

58


R = 10,73 psia ft3/° R lbmol

De Figura 2-12 @ (35 % peso de MDEA)

ρ (agua) = 62,4 lb/ft3

ρ (MDEA) = 1,035 * 62,4 = 64, 58 lb/ft3

De ecuación 2-3,

De la Fig. 2-6 (Fig. 21-5 del GPSA),

PM(MDEA) = 119,16 lb/lbmol

PM(K2CO3) = 138,21 lb/lbmol

De ecuación 2-1,

59


Para MDEA,

Para K2CO3,

Fig. 2-12. Gravedad específica de soluciones de aminas

60


Fuente: “GPSA”

De ecuación 2-2,

Remoción de gas ácido =

Para MDEA,


61


Remoción de gas ácido = 4,82 (scf gas ácido/gal de MDEA)

Para K2CO3,


Remoción de gas ácido = 2,69 (scf gas ácido/gal de K2CO3)

Cálculo del diámetro para absorbedora de MDEA:

De ecuación 1,

= ft/s

De ecuación de diámetro,

, pulgadas

≈ 60” = 5 ft

Según el procedimiento del GPSA, para hacer estimativos de los

principales parámetros, para facilidades convencionales de tratamiento con las

aminas MEA y DEA, cuando están presentes el H2S y el CO2 en el gas.

Para MEA (se asume x = 0,33 moles de gas acido removidos/mol de

MEA):

US gpm = 41*[(Q*y)/x] Ec. 2-462


Para DEA convencional (se asume x = 0,50 moles de gas acido

removidos/mol de DEA):

US gpm = 45*[(Q*y)/x] Ec. 2-5

Para DEA alta carga (se asume x = 0,70 moles de gas acido

removidos/mol de DEA):

US gpm = 32*[(Q*y)/x] Ec. 2-6

Las Ecuaciones 2-4, 2-5, 2-6 no deben usarse si la concentración

combinada de H2S y CO2 es mayor a 5 % mol, también están limitadas a una

concentración de amina máxima de 30 % peso. (y = contenido de gas ácido

(%) ; x = concentración de amina (% por volumen)).

Una vez que se ha estimado la circulación de amina, el calor del

rehervidor y los requerimientos de intercambio de calor se pueden estimar con

la información de la Tabla 2-3.

Los requerimiento de potencia en bombas y enfriadores con aire, se

estiman de la Tabla 2-4.

La Figura 2-13, se usa para estimar el diámetro de la absorbedora y la

Tabla 2-5 para estimar las dimensiones principales de otras vasijas en una

planta de aminas.

Tabla 2-3 estimativos de requerimientos de intercambio de calor

63


Duty, Btu/h

Q

Área, ft2

A

Rehervidor (Fuego directo) 72 000 *gpm 11,30 * gpm

HEX Amina rica/pobre 45 000 * gpm 11,25 * gpm

Enfriador de amina con aire 15 000 * gpm 10,20 * gpm

Condensador de reflujo 30 000 * gpm 5,20 * gpm

Fuente: “GPSA”

Tabla 2-4 Estimativos de requerimientos de potencia en bombas y

enfriadores con aire

Bomba principal de amina gpm * psig * 0,00065 = hp

Bomba reforzada para amina gpm * 0,06 = hp

Bomba de reflujo gpm * 0,06 = hp

Condensador aéreo gpm * 0,36 = hp

Fuente: “GPSA”

Fig. 2-13. Estimación de la capacidad de la absorbedora a partir del

diámetro

64


Fuente: “GPSA ”

Tabla 2.5 Dimensiones aproximadas de vasijas para el proceso con

aminas (pulgadas)65


Rata

Circulación

sol. gpm

Diámetro

Regeneradora

Tanque Intermedio

Acumulador de

Reflujo Tambor Flash

Filtro de Carbón

Activo

Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud Diámetro Longitud

10 16 24 72 16 36 24 72 16 84

25 24 42 96 24 48 42 96 24 84

50 30 48 144 30 96 48 144 30 96

100 42 60 192 42 96 60 192 42 96

200 60 84 288 60 96 84 288 60 96

300 72 84 384 72 96 84 384 72 96

400 84 96 384 84 96 96 384 84 96

Fuente: “GPSA”

Ejemplo 2-2.

Un flujo de gas agrio de 3,0 MMscfd a 850 psig que contiene 0,6 % mol

de H2S y 2,8 % de CO2 se va a endulzar usando una solución de DEA al 20 %

peso. Calcular la rata de circulación requerida de amina y los principales

parámetro de diseño de un sistema convencional de tratamiento DEA.

DATOS:

Q = 3,0 MMscfd

Solventes = DEA

P = 850 psig

% AG = 3,4

DEA a 20 % en peso

SOLUCIÓN:

66


De Ecuación 2-5, circulación de DEA

US gpm = 45*[(Q*y)/x]

US gpm = 45*[(3*3,4)/20] = 23 gpm

Calcular de los principales parámetros para los equipos de intercambio

de calor con la Tabla 2-3

Rehervidor tipo horno de fuego directo.

Q = 72 000 * 23 = 1,66 * 106 Btu/h

A = 11,3 * 23 = 260 ft2

Intercambiador de amina rica/pobre:

Q = 45 000 * 23 = 1,04 * 106 Btu/h

A = 11,25 * 23 = 259 ft2

Enfriador de amina:

Q = 15 000 * 23 = 0,345 * 106 Btu/h

A = 10,2 * 23 = 235 ft2

Condensador de reflujo:

67


Q = 30 000 * 23 = 0,69 * 106 Btu/h

A = 5,2 * 23 = 120 ft2

Calcular de requerimientos de potencia para bombas y enfriadores con

aire Tabla 2-4

Bombas principales de amina:

hp = 23 * 850 * 0,00065 = 12,7

Bombas de refuerzo para amina:

hp = 23 * 0,06 = 1,4

Bombas de reflujo:

hp = 23 * 0,06 = 1,4

Condensador aéreo:

hp = 23 * 0,36 = 8,3

Cálculo de tamaño de las vasijas principales con Tabla 2-5. (@ 23 gpm):

68


* Diámetro de regeneradora = 24”

* Diámetro tanque intermedio = 42”

* Longitud tanque intermedio = 96”

* Diámetro acumulador de reflujo = 24”

* Longitud acumulador de reflujo = 48”

* Diámetro de tambor flash = 42”

* Longitud tambor flash = 96”

* Diámetro filtro de carbón activado = 24”

* Longitud filtro de carbón activado = 84”

De la Figura 2-10 (@ 850 psig y 3,0 MMscfd de gas), se determina el

diámetro de la absorbedora;

* Diámetro de la absorbedora = 16” (40,6 cm.)

2.8 Solventes Físicos

Los solventes físicos no reaccionan químicamente con los gases ácidos,

pero tienen una alta capacidad física absortiva.

La cantidad de gas ácido absorbido es proporcional a la presión parcial

del soluto, y no hay un límite superior evidente debido a saturación, como en 69


el caso de los solventes químicos. Los solventes físicos de absorción tienen la

ventaja de que se regeneran por separación con reducción de presión, y por lo

tanto no requieren de mucho calor en la columna despojadora.

Esto hace que los solventes físicos sean muy útiles en procesos gruesos

de remoción de gas ácido, seguidos por una limpieza final usando un solvente

químico si H2S está presente. Con los solventes físicos es difícil alcanzar

especificaciones estrictas para H2S y tienen la tendencia a remover

hidrocarburos pesados.

Algunas compañías licenciadoras de procesos con solventes físicos son:

- Union Carbide = Selexol

Usa un derivado de glicol polietileno.

- Flour Corporation = Fluor Solvent

Usa carbonato de propileno anhidro.

- The Germán Lurgi Company & Linde A. G. = Rectisol

Usa metanol como solvente.

- Ralph M. Parsons Company = Purisol

Usa n-metil 2-pirrolidona (NMP).

- Eickrneyer & Associates = Catasol

No se reporta el solvente básico.

2.9 Solventes Mezclados

70


Las formulaciones de solventes mezclados contienen solventes físicos y

químicos en una solución acuosa. Tienen la ventaja de que reaccionan

químicamente con los gases ácidos, con lo cual aseguran altos niveles de

remoción de H2S, así como altas cargas de gases ácidos cuando la presión

parcial es alta.

Adicionalmente, el solvente físico en solución remueve más de los

compuestos de azufre menos reactivos como son COS, CS2 y RSH

(mercaptano). Otras ventajas son la economía de calor, bajas pérdidas debido

a baja presión de vapor y baja rata de corrosión. Una desventaja de los

solventes mezclados es el hecho de que el componente solvente físico absorbe

hidrocarburos pesados del gas, algunos de los cuales se van con la corriente de

gas ácido como alimento a la planta de azufre.

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

encuentran:

- Shell E&P Technology Company = Sulfmol

El proceso se usa para remover H2S, CO2, COS, CS2, mercaptanos y

polisulfuros al gas natural. Es una mezcla del solvente físico Sulfolane,

agua y uno de los solventes químicos DIPA (Sulinol D) o MDIZA

(Sulfinol M).

71


Este proceso es económicamente atractivo para tratamiento de gases con

alta presión parcial de gases ácidos y es muy bueno para gases pobres

muy agrios. Si se desea, el Sulfinol M deja pasar el CO2.

- Exxon = Flexsorb PS

- UOP - Hi Pure

Este proceso es una combinación del proceso convencional con

carbonato de potasio Benfíeld y el proceso con alcanolamina. La

corriente de gas se pone primero en contacto con carbonato de calcio

siguiendo luego una absorción con amina. Con este proceso se pueden

lograr concentraciones de salida para CO2 tan bajas como 30 ppmv y de

H2S de 1 ppmv.

2.10 Procesos De Endulzamiento Secos

Aunque el endulzamiento de los gases agrios se hace

predominantemente con solventes regenerativos, hay algunos procesos secos

que se usan para este propósito como son:

- Iron Sponge

El proceso Iron Sponge utiliza viruta de madera impregnada con una

forma hidratada de óxido de hierro. El material se coloca dentro de una

72


torre sobre el cual fluye el gas agrio. El H2S reacciona con el óxido de

hierro para formar sulfuro de hierro hasta que se consume todo el óxido

de hierro.

Normalmente cuando esto sucede, se saca de servicio la torre y se

cambia el material gastado el cual debe ser dispuesto en forma

adecuada. Un diagrama típico de este proceso se ilustra en la Fig. 2-14.

- Sulfa Treat

Recientemente se ha introducido al mercado un producto seco granular

con base en óxido de hierro cuya marca es Sulfa Treat. El producto se

coloca dentro de una torre como se ilustra en la Fig. 2-15, a través del

cual fluye el gas agrio.

La velocidad superficial de la corriente de gas no debe ser mayor de 10

ft/min y la temperatura debe estar entre 70 y 100 °F. El gas debe estar

saturado con agua a las condiciones de presión y temperatura de la torre.

Sulfa Treat tiene una estructura molecular diferente a la del Iron

Sponge.

Al reaccionar con H2S o mercaptanos, se forma pirita de hierro la cual

no es pirofórica. La carga se cambia cuando se consume. El proceso

puede ser continuo cuando se usa un sistema de dos torres.

73


Fig. 2-14. Proceso de endulzamiento por Iron Sponge. Fuente: “GPSA”

Fig. 2-15. Proceso de endulzamiento por Sulfatreat. Fuente: “GPSA”

74


2.11 Procesos Con Solventes Químicos No

Regenerativos

Cuando el gas es solamente ligeramente agrio es decir, contiene tan sólo

unas pocas ppm de H2S, un proceso de endulzamiento simple tiene ventajas

económicas sobre los procesos típicos descritos anteriormente. Este proceso

limpia el gas agrio quitándole el H2S consumiéndose el solvente químico del

proceso.

Por lo tanto es necesario reemplazar el químico periódicamente y

disponer en forma segura los productos de la reacción que contienen el azufre.

En la Tabla 2-6 se presenta un resumen de los solventes más comunes usados

para este propósito. El proceso consiste de una torre que contiene la solución

química a través de la cual se hace burbujear el gas agrio.

Tabla 2-6. Resumen de procesos de H2S no regenerativos

Nombre de

Marca

Químico Base Método de

Aplicación

Método de

Disposición

Problemas

Scavinox Formaldehido 60 % en metanol Pozo profundo Olor repugnante

Chemsweet ZnO Masa con agua Material de

relleno

Disposición

Slurrisweet Fe2O3 Masa con agua Material de

relleno

Disposición

Sulfa-Check NaNO2 Solución con

agua

Material de

relleno

Disposición

Suífa-Scrub Triazina Químico en torre

o tubería

Pozo profundo Alto costo

75


El proceso Sulfa-Scrub es el desarrollo más reciente. El químico usado

en este proceso es triazina la cual reacciona con H2S pero no con CO2. El

producto final puede inhibir corrosión y es soluble en agua; por lo tanto, su

disposición puede hacerse adicionándolo simplemente a un sistema de

disposición de agua.

2.12 Operaciones de arranque de planta y

operaciones de rutina

2.12.1 Arranque de planta

Al momento del arranque de planta, se deben seguir una serie de pasos,

descritos a continuación, siguiendo la Fig. 2-16, para establecer el flujo de

proceso que se presenta en una planta endulzadora de gas natural.

Pasos:

1. Arranque la bomba

2-A. Fluido en el fondo del absorbedor

2-B. Controlador de nivel en servicio

3-A. Solución en el tanque de venteo

3-B. Controlador de nivel en servicio.

4-A. Nivel de líquido en el regenerador

4-B. Controlador de nivel en servicio

5-A. Estabilice la circulación en la planta

5-B. Abra la fuente de calor

6. Condensador de reflujo en servicio

76


7-A. Líquido en el acumulador

7-B. Arranque de bomba

7-C. Controlador de nivel en servicio

7-D. Aumente calor en el rehervidor

7-E. Tasa de flujo en el nivel de diseño

8. Enfriador de amina en servicio

9. Gas ácido al absorberdor

10. Solución limpia al contactor pequeño

11. Estabilice: Presión, nivel de líquido, temperatura y caudales

12. Arranque el recuperador

Fig. 2-16. Arranque de planta de aminas

Fuente: “Endulzamiento del Gas Natural – Marcías Martínez”

77


2.12.2 Operaciones rutinarias

Una vez establecido el régimen de funcionamiento de la planta de

endulzamiento, se deber seguir ciertos pasos, para un correcto funcionamiento,

en este caso se maneja la Fig. 2-17, para seguir el proceso de endulzamiento.

Pasos:

1-A. Verifique el contenido de gas ácido en el gas tratado

1-B. Ajuste el caudal de la solución pobre

1-C. Ajuste la carga calorífica del rehervidor

2. Verifique el nivel en cada recipiente

3. Verifique la caída de presión en los filtros

4. Limpie o cambie los elementos

5. Temperatura de la solución 10 °F por encima de la temperatura de

la carga.

6. Ajuste el nivel de agua o aire de los enfriadores

7. ¿Presión en el tanque de venteo y en el regenerador?

8. Verifique el caudal de la solución:

- hacia el absorbedor principal;

- hacia el contactor pequeño

9. Verifique la operación del recuperador. Revise el manual

78


Fig. 2-17. Operaciones rutinarias

Fuente: “Endulzamiento del Gas Natural – Marcías Martínez”

2.13 Caso de Estudio: Planta de Endulzamiento de Gas con Aminas

Esta planta fue creada con el propósito del acondicionamiento del gas y el petróleo

obtenidos del subsuelo. En las siguientes líneas presentamos un resumen del

funcionamiento de esta planta.

Los principales procesos con los cuales se consigue este propósito son los

siguientes:

79


Proceso de Separación y estabilización. (Obtención del petróleo Crudo)

Proceso de remoción del CO2.

Proceso de deshidratación

Proceso de fraccionamiento del gas

Proceso de Separación

Los fluidos entran por la parte media del separador, circulan por el área interior

del equipo durante cierto tiempo (30 segundos a 3 minutos dependiendo del caudal)

mediante se produce el fenómeno de separación debido a la diferencia de peso entre el gas

y el líquido.

Las burbujas de gas se acomodan en la parte superior del equipo por ser más

livianas y el líquido se deposita en la parte inferior por ser más pesado.

Si el caudal que recibe el separador es alto, la velocidad de circulación del gas en

el interior será elevada y pude arrastrar en la parte superior gotas más pequeñas de

petróleo pulverizado. Para evitar estas pérdidas y optimizar la separación se diseñan

deflectores de turbulencia, deflectores de condensación y extractores de neblina.

Capacidad de un separador.- Se entiende por capacidad de un separador a la

cantidad de líquido y gas que puede procesar eficientemente al separarlos cada uno en sus

fases.

Los valores de capacidad dependen del tamaño del vaso, de las características con las que

fue diseñado y las especificaciones

como las condiciones de operación

dadas.

Manifold, Slug Catcher y

Separadores

80


Manifold

La producción de los pozos integrados al sistema se recibe en los manifolds

colectores, que los agrupan de acuerdo a la presión de recepción. Cada manifold está

compuesto básicamente por dos líneas horizontales a las cuales se conectan, mediante el

empleo de válvulas y bridas.

Una de las líneas (la de mayor diámetro) está asociada al circuito de producción

mientras que la otra se conecta al circuito de control.

Por medio de válvulas de seccionamiento se puede seleccionar qué pozo será

controlado, mientras que la producción de los otros ingresa al circuito de producción

general.

Los manifolds y el depurador asociado operan a una temperatura cercana al

ambiente, y una presión de hasta 1209 Psi.

Slug Catcher

Para procesar el gas se dispone de un equipo separador de líquidos y gas denominado

Slug Catcher (Amortiguador de variaciones de fluido).

81


El mismo está compuesto por dos matrices de líneas de 30’’ de diámetro de

disposición horizontal, las cuales operan en paralelo.

Los líquidos separados son colectados en el recipiente vertical V – 301 el cuál

mediante presurización con el mismo gas es vaciado regularmente para su procesamiento.

Paralelamente el gas depurado ingresa a la planta para su tratamiento.

Separadores

La producción de todos los pozos ingresa, por diferencia de presión. Estos equipos

están conformados por recipientes cilíndricos de disposición horizontal, montados sobre

skids de acero, que permiten la separación entre la fase gaseosa y la líquida.

En una ampliación de este subsector se han instalado los separadores de

características constructivas similares a la de los otros separadores. En una primera

instancia han sido colocados para procesar el fluido de entrada.

Por medio de las válvulas ubicadas al ingreso, y las asociadas a la salida de cada

unas de las fracciones obtenidas, se puede regular las condiciones de funcionamiento de

cada equipo en particular.

82


Las condiciones de operación son del orden de:

Separadores de alta presión (V-02, V-01, V-400 y V-401)

Temperatura: 80 °F

Presión: 1200 Psi

Los equipos de baja presión V-04 y el V-03, operan también a temperatura de 80°F,

siendo sus presiones del orden de los 569 Psi.

Los separadores V-07 y V-08 operan a 200 Psi

Unidad de remoción de CO2

Generalidades

El gas natural separado del petróleo ingresa a la unidad a una presión 1120 Psi y

una temperatura de aproximadamente 122 °F, con un caudal máximo de 75 MMSCFD.

La concentración de dióxido de carbono en la corriente gaseosa es del 1,707 %

molar. La concentración del gas tratado, a la salida de la unidad, debe ser menor al 1,4 %

molar en dióxido de carbono, cosa que sale al 0 %.

Para la separación se realiza un contactado con solución de dietanolamina (DEA)

al 35 %, la cual absorbe el dióxido de carbono.

La DEA carbonatada es regenerada, para su posterior reutilización en el proceso

de absorción, mediante destilación por arrastre con vapor de agua.

83


DIAGRAMA DE BLOQUES DEL AREA DE SEPARADORES

84


Proceso de Absorción de CO2

La corriente de alimentación ingresa al filtro separador F-210, en el cuál se

atrapan hidrocarburos líquidos y gotitas de agua mayores a 10 micrones arrastradas por

el gas con el fin de evitar que los mismos contaminen la solución de amina. Los líquidos

separados se envían al drenaje de hidrocarburos.

El efluente del filtro atraviesa, por carcasa, el intercambiador de calor E-211,

donde se precalienta por intercambio con la corriente de gas que emerge del contactor de

amina. La temperatura asciende hasta 126 °F.

En el contactor de amina T-203, el gas se pone en contacto en contracorriente con

la solución 35 % DEA y 65 % agua desmineralizada.

La DEA absorbe el dióxido de carbono, removiéndolo de la corriente gaseosa. Este

equipo posee en su interior 20 platos, operando con las siguientes condiciones de presión y

temperatura:

Presión: 1166 Psi.

Temperatura Amina: 110 °F

Temperatura gas: 90 °F

El efluente gaseoso, despojado de dióxido de carbono, se enfría hasta 140 °F en el

equipo E - 211, intercambiando calor con la corriente de alimentación al contactor de

amina. A continuación ingresa al depurador de gas dulce V-204, donde se separa

cualquier resto de DEA que pudiera haber arrastrado el gas.

Finalmente se envía la corriente gaseosa purificada a la unidad de tratamiento con

glicol.

Por otra parte, la solución de DEA carbonatada (DEA “rica”), obtenida por el fondo

de los equipos T-203 y V-204 se deriva a una etapa de regeneración, en la cuál se deriva el

dióxido de carbono absorbido.

85


Torre de Absorción de Aminas

Regeneración de la solución DEA

La solución de DEA carbonatada contiene un máximo de 1,7 % molar de dióxido de

carbono. La misma se acumula en el equipo V-208, con un tiempo de retención de

aproximadamente diez minutos.

Los vapores de hidrocarburos y los gases ácidos se separan por descompresión de

la corriente líquida, emergiendo desde el domo de gas del acumulador hacia el sistema de

antorcha.

La DEA rica procedente del acumulador atraviesa el filtro F-208, en el cuál se

separan partículas sólidas.

86


Previo al ingreso del regenerador, la temperatura del líquido aumenta hasta 240 °F

en el equipo E-202, mediante el aporte térmico de una corriente de DEA regenerada. La

columna regenerada T-206 posee 20 platos, con alimentación por el plato del tope.

Las condiciones de operación son las siguientes:

Presión: 10 Psi.

Temperatura: 248 °F.

El dióxido de carbono se separa mediante arrastre con vapor de agua, el cuál se

genera en el rehervidor E-207, a partir de la solución de amina obtenida en el fondo de la

columna. La fase gaseosa procedente del tope atraviesa el aeroenfriador AC-215, en el

cuál se condensa el vapor de agua. El efluente del mencionado aeroenfriador se deriva al

acumulador V-216.

Los gases incondensables se liberan por la parte superior de este equipo, enviándose al

sistema de venteo para su descarga final a la atmósfera. Para evitar el arrastre de gotitas

de agua y minimizar la pérdida de amina, el acumulador posee un eliminador de niebla en

la descarga de gases. El vapor de agua condensado es aspirado por las bombas de reflujo

P-217 A/B, que lo envían hacia la alimentación al regenerador T-206.

La corriente de DEA regenerada (DEA “pobre”) separada por el fondo del

regenerador atraviesa el equipo E-202, en el cuál se enfría hasta 206 °F por intercambio

con la corriente de alimentación al regenerador.

El líquido se acumula en el tanque pulmón TK-205, con un tiempo de retención del

orden de los veinte minutos. La fase gaseosa de este tanque pulmón se encuentra inertizada

con gas combustible, para evitar que el dióxido de carbono atmosférico entre en contacto

con la amina. La solución de DEA es aspirada desde el tanque por las bombas centrífugas

horizontales P-202 A/B, enviando la descarga al aeroenfriador AC-209, en el cual se

alcanza una temperatura por debajo de los 120 °F.

87


A la salida del aeroenfriador, un 10 % de la corriente líquida se separa para ser

enviada a través del filtro de sólidos F-212 A, el filtro de carbón F-214 y el filtro de sólidos

F-212 B, con el fin de separar sólidos en suspensión, partículas de carbón activado,

hidrocarburos arrastrados y aminas degradadas.

Ambas corrientes líquidas posteriormente se unifican e ingresan a la aspiración de las

bombas centrífugas P-201 A/B, que recicla la DEA al contactor de amina T-203, para

continuar con el proceso de absorción de dióxido de carbono.

Regeneradora de Amina

A continuación se muestra un listado de los equipos más comunes y del proceso de

la planta de amina.

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Equipos de la planta de amina:

DEPURADOR DE GAS DULCE (V - 204)

Su función es el de recolectar el agua que se condensa del gas que sale por la parte

superior de la torre contactora de Amina. También recolecta pequeñas cantidades de

amina que están suspendidas en el gas que sale de la torre contactora.

El gas se enfría a transferir calor con el gas que entra en el intercambiador E-211

de gas/gas. El depurador de gas dulce es un separador vertical de dos fases.

Cualquier líquido que se acumule, se drena continuamente a través de la válvula de

control de nivel (LCV-204) al tanque flash.

PROBLEMAS OPERATIVOS

1) Exceso de hidrocarburos líquidos en los separadores de entrada hasta la torre

Contactora de amina.

2) Permitir que se inunde la amina y sobrepase la parte superior del depurador del gas

dulce hasta el proceso de aguas abajo.

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Si grandes cantidades de amina sobrepasan la torre contactora, como cuando hay

mucha espuma, sucede lo siguiente:

El nivel en el depurador de gas dulce se elevará hasta que se desconecte,

parando así la planta.

El control de nivel para el depurador se abrirá demasiado, pero no podrá

evitar que el líquido suba en el depurador.

TANQUE FLASH (V - 208)

El tanque flash tiene 3 funciones principales:

1) Destilar cualquier hidrocarburo que la amina haya absorbido.

2) Separar los hidrocarburos líquidos más pesados de la amina y recuperarlos.

3) Proveer la capacidad de compensación para el sistema.

90


A medida que la Amina Rica fluye de la torre de contacto de amina (T-203) al

tanque flash, la presión cae de 1200 psig a 80 psig, permitiendo que se destile cualquier

hidrocarburo que haya absorbido la amina.

Deflectores verticales internos dividen al tanque flash en 3 compartimientos. La

amina rica entra al tanque flash por un lado, donde un deflector de asentamiento ayuda a

asentar la amina antes de separarlo en sus componentes:

Los hidrocarburos gaseosos que se destilan de la amina entran en el espacio del vapor del

tanque flash.

El hidrocarburo líquido que se acumula encima de la amina se puede recuperar.

La amina (sin los hidrocarburos gaseosos o líquidos) se asienta en el fondo del tanque y

de ahí va ala regenerador de amina.

ACUMULADOR DE REFLUJO (V - 216)

El vapor en lo alto del regenerador atraviesa el condensador de amina (AC-215),

donde se enfría el gas del CO2 y se condensa cualquier vapor de agua que haya. El dióxido

de carbono y la mezcla de agua luego fluyen al acumulador de reflujo, donde se separan.

El recipiente es un separador del tipo vertical con un deflector y un filtro de niebla que

evita el paso de vapor a la salida.


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Nivel Alto.- Esto puede ser causado por espuma en el regenerador y un exceso de

amina. Si la espuma es lo suficiente y la amina puede ser llevada a través del venteo,

resulta una pérdida de amina y daños al medio ambiente.

Nivel Bajo.- Si el LIC-216 fuese a funcionar mal y se abriera, se podría bombear el

acumulador de reflujo hasta quedar seco y ahí está la posibilidad de que se dañe la bomba

si funciona en seco durante demasiado tiempo.

CONTACTORA DE AMINA (T - 203)

El propósito de la torre contactora de amina es el de quitar las impurezas de la

corriente de gas en la entrada.

La acción de remover el CO2 se logra al circular una solución de 30-35% de amina

contra la corriente del flujo de gas. La amina entra por la parte superior de la torre de

veinte bandejas justo encima de la bandeja número uno y se esparce por la bandeja para

asegurar un contacto íntimo con el gas que está subiendo por la torre. Luego la amina se

derrama por un vertedero y corre por una bajada hasta la próxima bandeja donde

nuevamente cubre la bandeja.

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El gas entra a la torre y se eleva a través de las válvulas de las bandejas, donde

tiene un contacto íntimo con la amina y las moléculas del dióxido de carbono. A la hora

que el gas llega a la salida del contactor, el contenido de CO2 se ha reducido a 1%.

Un filtro de niebla está ubicado a la salida del gas para atrapar gotas de líquido

que puedan estar mezclados con el gas tratado.

La amina “rica” que se junta en el fondo de la torre fluye al tanque flash.

La temperatura de la amina debe mantenerse en aproximadamente 15 °F más

caliente que la corriente de gas que ingresa. Esto se hace para que los hidrocarburos más

pesados que entran con el gas no se condensen en el contacto y así causar espuma.


El problema más común que uno suele encontrar es la formación de espuma en el

contactor. Por lo general, esto es causado por el ingreso de hidrocarburos más pesados en

la corriente de gas.

Generalmente, la espuma se detecta a raíz de un incremento en la presión

diferencial a través de la torre. El nivel de la torre también cae dado a que la amina no va

bajando por las bandejas.

La amina también quizás suba por la parte superior de la torre y se acumule en el

depurador de gas dulce.

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REGENERADOR DE AMINA (T - 206)

Cuando el dietanolamina circula a través del contactor, la amina pobre absorbe el gas

ácido, formando un enlace químico débil con ello. Este enlace débil se rompe al bajar la

presión e incrementar la temperatura de amina.

El regenerador funciona a 11 psig con una temperatura en el fondo de alrededor de

243 °F. El calor que se requiere para quitar el dióxido de carbono de la amina lo provee el

aceite caliente que circula en el rehervidor de amina E-207. A medida que se calienta la

amina, una parte de la solución se vaporiza y ese vapor (que es casi todo) se eleva por la

torre y quita el gas ácido de la solución de amina rica y los lleva a la parte superior.

La concentración de los gases ácidos en el vapor se incrementa mientras que la

Concentración de amina decae a medida que el vapor asciende por la torre. La eficacia de

la acción de quitar el gas está directamente en proporción al calor que se aplica al

rehervidor. Sin embargo, mucho calor incrementa dramáticamente la degradación de

amina, lo cual a su vez, puede llevar a una corrosión severa.


Tal como en el contactor, la espuma es un problema serio en los regeneradores y puede

ser identificado de maneras similares.

INTERCAMBIADORES

INTERCAMBIADOR GAS/GAS (E - 211)

Se usa el intercambiador gas/gas para calentar al gas del separador de filtro de

entrada antes de que entre al contactor de amina. También enfría el gas que sale del

contactor, ayudando a condensar cualquier líquido que lleva el gas, para eliminar del

depurador de gas dulce.

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El intercambiador tiene el diseño de un casco/tubo horizontal, donde el gas no

tratado pasa a través del casco y el gas que proviene del contactor pasa a través del tubo.

INTERCAMBIADOR DE AMINA RICA/POBRE (E - 202)

El intercambiador está constituido de un casco ahorquillado y tubo que consiste de

304 tubos de acero inoxidable.

El propósito del intercambiador de amina Pobre/Rica es el de enfriar el amina

pobre que sale del rehervidor hacia el E-207, antes de que retorne al tanque de

compensación. También calienta la amina ricas que sale del tanque flash antes de que

entre al regenerador de amina.

La amina rica entra por el lado del tubo del intercambiador a aproximadamente

130 °F y sale aproximadamente a 195 °F. La amina pobre entra por el lado del casco del

intercambiador a 240 °F y sale a 170 °F.

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AMINE TRIM COOLER (AC - 209)

El enfriador de amina está diseñado para enfriar la amina pobre antes de que vaya

al contactor de amina para asegurar una distribución adecuada de la temperatura de

amina/gas. Este es un enfriador de una pasada con 2 ventiladores con tiro hacia arriba

con bocas de ventilación automáticas y se debe armar para mantener una distribución de

10 °F entre las temperaturas del gas en la entrada y el amina que sale del enfriador.

CONDENSADOR PARA AMINA (AC - 215)

El condensador está diseñado para enfriar el vapor caliente y rico que sale de la

parte superior del regenerador de amina y condensar cualquier líquido llevado en el

vapor. Este es un condensador de 2 ventiladores, de un solo pase que enfría lo que está en

lo alto de la torre de 212 °F a aproximadamente 80 °F antes de que vaya al acumulador

del reflujo.

TANQUES

TANQUE DE COMPENSACIÓN PARA AMINA (TK - 205)

El tanque de compensación para amina es un tanque de 200 barriles que se usa

como un tanque de almacenamiento para el sistema para guardar la amina pobre que

alimenta la succión de las bombas booster para amina. El tanque de compensación ayuda

a mantener el sistema en funcionamiento al tomar cualquier sobrecarga momentánea

durante los trastornos en el sistema. Durante su funcionamiento normal contendrá una

solución de amina al 30 – 35 % a un nivel predeterminado.

TANQUE DE ALMACENAMIENTO PARA AMINA (TK - 221)

El tanque de almacenamiento se debe utilizar solamente cuando se va a agregar amina en

el sistema, caso contrario, se aísla la unidad.

96


FILTROS

SEPARADOR DE FILTRO DE ENTRADA (F - 210)

Este filtro de entrada tiene el diseño de una vasija con 2 tubos horizontales que está

instalado aguas debajo de los separadores de entrada. El filtro está diseñado para quitar

los líquidos libres y atrapar las partículas que son llevadas de la entrada.

En la parte delantera incorpora un filtro mecánico para quitar las partículas, el

cual tiene un elemento con paletas a la salida. A medida que las pequeñas partículas

sólidas y líquidas hacen impacto en el filtro mecánico, son detenidas debido a su tamaño

físico.

FILTRO DE SÓLIDOS PARA AMINA POBRE (F – 212 A/B)

Este filtro consta de 19 filtros de cinco micrones en cada recipiente. Una mala

filtración generalmente está indicada por el color oscuro, nublado u opaco de la amina. La

amina limpia tiene un color ámbar claro.

FILTRO DE CARBON PARA AMINA POBRE (F - 214)

El filtro de carbón es un absorbente que está diseñado para quitar los

contaminantes orgánicos solubles, tales como los ácidos e hidrocarburos líquidos. Los

contaminantes ácidos se forman como resultado de la degradación del procesamiento de

líquidos.

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FILTROS DE SÓLIDOS PARA AMINA RICA (F - 208)

El filtro de sólido para amina rica, es un filtro para flujo completo con 51 filtros

con cinco micrones que está ubicado aguas abajo del tanque flash para amina.

Habiéndose quitado el gas destilado, la amina se filtra mecánicamente para quitar

los sólidos suspendidos que obstruirán los equipos aguas arriba.

BOMBAS

BOMBAS DE CARGA PARA AMINA (P – 201 A/B)

Las bombas de carga para amina están diseñadas para entregar amina al contactor

para absorber el CO2 de la corriente de gas en la entrada.

Las bombas son bombas centrífugas de 11 etapas que funcionan a 3600 rpm y

entregan 410 gpm a 1225 psi. Esto es al 100 % de las bombas, dejando siempre una como

reserva.

Son impulsadas por un motor Waukesha que funciona a gas combustible. Las

bombas succionan la descarga de la bomba booster para amina a 90 psi y lo descarga en

el contactor a aproximadamente 1200 psi.

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BOMBAS BOOSTER PARA AMINA (P – 202 A/B)

Estas son dos unidades que al 100 % de su capacidad son capaces de bombear 420

gpm a 85 psig. Estas succionan del tanque de compensación para amina y descargan en las

bombas de alta presión para amina a través del enfriador de amina.

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BOMBAS DE REFLUJO PARA AMINA (P – 217 A/B)

Las bombas de reflujo para amina, son bombas centrífugas verticales que

descargan 36 gpm a 68 psi. Bombean los vapores condensados (en su mayoría agua) del

acumulador de reflujo hasta la parte superior de la torre regeneradora para ayudar con el

enfriamiento y detener el exceso de líquidos. El flujo de las bombas depende del nivel en el

acumulador.

BOMBAS DE TRANSFERENCIA PARA AMINA (P – 218 A/B)

Las bombas de transferencia transfieren amina desde el almacenaje hasta el tanque

de compensación para amina.

EQUIPOS PARA EL SISTEMA DE ACEITE CALIENTE

TANQUE DE COMPENSACIÓN (V - 220)

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El tanque de compensación para aceite caliente provee la expansión térmica y

capacidad de compensación para el sistema. Este tiene una capa de nitrógeno para

mantener el aire fuera del sistema.

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BOMBAS DE ACEITE CALIENTE (P – 230 A/B/C)

Estas son bombas centrífugas horizontales que descargan 1116 gpm a1250 psi cada

una. Son unidades al 50 %, entonces una siempre será utilizada como reserva. Las bombas

se usan para bombear el aceite del calentador hasta el rehervidor, donde intercambia el

calor con la amina. Cada una de las bombas está equipada con aeroenfriadores de

descarga.

HORNO DE ACEITE CALIENTE (H -240)

El calentador de aceite está equipado con cuatro quemadores ZECO, cada

quemador esta equipado con un quemador principal y un fuego piloto. El aceite medio

caliente esta a una temperatura de 345 °F

Actividades:

1.- Determinar el tipo de amina recomendado para el proceso de acuerdo con los datos y cálculos del texto.

2.- Efectuar el diseño conceptual de los principales equipos y comparar con los datos del caso de estudio.

3.- Hacer una lista de los principales problemas operativos de la planta y sugiera algunas soluciones.

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NOMENCLATURA

A = área para intercambio de calor, ft3

A%peso = porcentaje en peso amina en la solución, %

%AG = porcentaje mol de gas ácido, %

d = diámetro, pulgadas

ML = carga molar (mole loading),

moles de gas ácido/mol de solución(Amina)

P = presión del sistema, psia

PM = peso molecular, lb/lbmol

Q = rata estándar de flujo de gas, MMscfd;

cantidad de calor "duty", Btu/h

R = constante universal de los gases, 10.73 psia ft3/°R lbmol

T = temperatura del sistema, °R

Vt = velocidad vertical terminal, ft/s

x = concentración de amina en la solución, % peso

y = concentración del gas ácido en el gas agrio, % mol

Z = factor de compresibilidad, adimensional

γ = gravedad específica

ρ = densidad, lb/ft3

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Tomo-II-Cap-2

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