Análisis de Fallas en Endulzamiento

Sin título de diapositivaProf. Marcías J. Martínez
1. Razones para remover los contaminantes del gas natural. 287
2. Variables que afectan la selección de procesos para el
endulzamiento del gas natural. 287
3. Principales equipos de una planta de amina. 289
4. Parámetros en los cuales se puede apoyar para controlar
la planta. 294
5. Contenido de gas ácido en la solución de amina pobre. 295
6. Capacidad de absorción de la MEA+. 295
7. Concentración de la solución y cantidad de gas ácido
removido 295
9. Operación de la planta. 297
10. Pérdida de la solución. 297
11. Causas de la degradación de la amina. 298
12. Pérdida de agua en la planta. 298
13. Método para la remoción de agua. 299
14. ¿Cómo localizar fallas en el sistema?. 299
15. Formación de espuma. 299
16. Producto fuera de especificaciones. 302
17. Demanda energética excesiva en el rehervidor del
regenerador. 303
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18. Gas ácido residual en la solución pobre, en exceso. 303
19. Operaciones rutinarias. 304
solución?. 304
21. Proceso de arranque de la planta de amina. 305
22. Solventes formulados (MEA+ ). 306
23. Temperatura de la solución pobre. 307
24. Caudal de la solución en cada torre. 307
25. Temperatura del rehervidor con solventes formulados. 308
26. Los solventes formulados pueden formar sales
térmicamente estables. 308
NANTES DEL GAS NATURAL
Satisfacer las exigencias ambientales.
Pág. 287
DE PROCESOS PARA EL ENDULZAMIENTO
DEL GAS NATURAL
2.1 REGULACIONES AMBIENTALES.
2.3 COMPOSICIÓN DEL GAS.
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Contenido de los contaminantes que se descargan a la atmósfera.
El tipo y concentración de impurezas en el gas ácido.
Las especificaciones del gas tratado.
Condiciones de presión y temperatura.
Del gas que se va a tratar.
Del gas tratado.
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Volumen a condiciones normales.
Volumen a condiciones de operación.
Cambios con el tiempo del volumen, la presión y la temperatura.
ENDULZAMIENTO
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Hidrocarburos:
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Inorgánicos:
Aceites de compresores.
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de azufre, pueden tener un impacto considerable en
el diseño.
Adicionalmente, si las impurezas afectan los productos líquidos se debería instalar un proceso de tratamiento.
ENDULZAMIENTO
Pág. 289
Separador:
Pág. 289
diseñado. A tal efecto, se debe considerar:
La presencia de fluidos ácidos.
La capacidad para manejar acumulaciones de líquido:
Agua.
Hidrocarburos.
Químicas.
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3.2. ABSORBEDOR
Es una de las unidades fundamentales en la planta de amina.
Trabaja a la presión del gas.
La temperatura de entrada de la solución debe estar 10°F, por encima de la temperatura del gas, para evitar condensación de los hidrocarburos.
ENDULZAMIENTO
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Está diseñado para tratar el caudal total, a las condiciones de trabajo de la torre, más el volumen de la solución.
Cuando cambia el caudal se deben ajustar las condiciones de flujo de la solución.
3.2. ABSORBEDOR (Cont.)
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El operador debe estar bien informado sobre la cantidad de gas ácido que se va a retirar del gas. Si aumenta la concentración de gas ácido en la alimentación se deberán hacer los ajustes correspondientes.
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Uno de los problemas más comunes en el absorbedor es la formación de espuma. Su presencia se puede determinar con los cambios de la presión diferencial entre el tope y el fondo del contactor.
La Fig. No. 4-1 presenta un ejemplo del gradiente de temperatura en la torre. Cuando este gradiente se invierte ello indica que se está formando espuma
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3.3. TANQUE DE VENTEO
La amina rica que sale del absorbedor debe pasar por un tanque de venteo o "flash tank".
Para remover los hidrocarburos.
Para disminuir la cantidad de gas ácido que se desprende al descender la presión.
ENDULZAMIENTO
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Se disminuye el contenido de hidrocarburos en el gas ácido.
3.3 TANQUE DE VENTEO (Cont.)
ENDULZAMIENTO
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El gas que se recupera podría utilizarse como combustible.
3.3 TANQUE DE VENTEO (Cont.)
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Tiempo de retención en el tanque de venteo:
El tiempo de retención normal es de 5 a 30 minutos.
Si solamente hay metano y etano, el tiempo de retención puede ser corto.
Los gases ricos requieren de un tiempo de retención más largo.
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3.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR
El principal intercambiador de la planta es el de amina rica / amina pobre.
Introduce ahorros energéticos apreciables.
Tiene como factor limitante la temperatura máxima de la amina rica, la cual no debe desprender gases ácidos antes de entrar al regenerador.
ENDULZAMIENTO
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3.4. INTERCAMBIADORES DE CALOR (Cont)
Un segundo intercambiador de calor normalmente es necesario para llevar la solución pobre a la temperatura mínima que sea posible. Normalmente 10°F por encima de la temperatura del gas de alimentación.
ENDULZAMIENTO
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Es el otro equipo de gran importancia en la planta.
Las condiciones de trabajo (presión y temperatura), están dadas por el diagrama de fases de la solución, con el porcentaje por peso que se requiera en el sistema.
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Trabaja a presión ligeramente por encima de las condiciones atmosféricas. Cuando la presión es demasiado alta, la solución se degenera.
La presión mínima debe ser suficiente para pasar el gas ácido a través de una planta de conversión directa, donde se separa el azufre, así como, llevar la solución pobre hasta el tanque de abastecimiento.
3.5 REGENERADOR (Cont.)
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3.5.1. ACUMULADOR DE REFLUJO
Es un recipiente convencional, encargado de separar el gas ácido del agua que se licúa al pasar por el condensador.
Trabaja a una presión aproximada de 5 lpcm.
El agua condensada, o reflujo, dependerá de las condiciones de trabajo del acumulador. Por ejemplo: podría ser igual a 1,25 veces el número de moles de gas ácido que se retiran del sistema.
ENDULZAMIENTO
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3.5.2. REHERVIDOR
Es el punto de entrada de calor al sistema. Suple las deficiencias energéticas y se encarga de balancear la planta termodinámicamente.
Las condiciones de trabajo están dadas por el punto de burbujeo de la solución a la presión del fondo de la torre. Por ello es preciso estar seguro de cuáles son los parámetros operacionales.
ENDULZAMIENTO
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3.6. RECUPERADOR O “RECLAIMER”
Es un equipo auxiliar por lo cual no siempre se incluye en el diseño. Puede utilizarse de manera ocasional instalándolo provisionalmente.
Se usa para purificar la solución, la cual se volatiliza y se devuelve al regenerador dejando los depósitos de sales y otras impurezas que dañan la amina en el recuperador.
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3.7. TANQUE DE ABASTECIMIENTO
Se utiliza para almacenar la solución de amina, la cual no debe ponerse en contacto con el aire, porque se deteriora.
Un colchón de gas natural o de gas inerte se usa para proteger la solución del contacto con el aire.
Normalmente se instala interrumpiendo el circuito, pero puede hacerse de manera tal, que supla las deficiencias.
La solución se debe agregar ya preparada, con el porcentaje por peso que corresponda en el diseño.
El operador debe estar familiarizado con las temperatura a las cuales puede trabajar la solución.
ENDULZAMIENTO
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3.8. FILTROS
Los filtros, en la planta de endulzamiento de amina, son muy necesarios y producen ahorros considerables porque mantienen limpia la solución.
Se recomienda remover las partículas de hasta 5 micrones, para lo cual se podría requerir de dos etapas.
Un cartucho para 25 - 50 micrones.
Un filtro de carbón activado.
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La limpieza en el filtro mecánico se hace eliminando primero las partículas grandes y luego, las más pequeñas: 50, 30, 10 y 5 micrones.
Los filtros se deben utilizar continuamente, desde el primer día.
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3.8. FILTROS (Cont.)
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4. PARÁMETROS EN LOS CUALES SE PUEDE APOYAR PARA CONTROLAR LA PLANTA
4.1. PARÁMETROS FIJOS POR EFECTOS DEL DISEÑO
Presión del absorbedor. Se considera fija, con el diseño. P = 1200 lpcm.
Número de platos:
Absorbedor: 10 platos.
Regenerador: 22 platos.
ENDULZAMIENTO
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En la planta tipo
0,005 moles de gas ácido por mol de amina (mol/mol).
ENDULZAMIENTO
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La concentración de gas ácido en la solución rica.
0,30 moles de gas ácido por mol de amina ó 3,85 pies cúbicos de gas ácido por galón de solución.
Absorción de gas ácido por mol de amina: 3,4 N.
4.2. PARÁMETROS CONTROLABLES (Cont.)
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5. CONTENIDO DE GAS ÁCIDO EN LA SOLUCIÓN DE AMINA POBRE
En algunos sistemas:
0,15 a 0,22 moles de gas ácido por mol de amina, sin inhibidores.
La mayoría de las soluciones de amina sólo necesitan entre:
0,05 a 0,08 moles de gas ácido por mol de amina pobre.
ENDULZAMIENTO
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Puede llegar a: 0,01, pero se requiere mucha energía.
Con una planta MDEA+ se llega a 0,005 moles gas ácido/mol de amina pobre.
Se mide con un Espectrofotómetro con colector de fibras ópticas remotas.
ENDULZAMIENTO
Análisis de Fallas . Sección 1
5. CONTENIDO DE GAS ÁCIDO EN LA SOLUCIÓN DE AMINA POBRE (Cont.)
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= 0,005 moles de gas ácido/mol de amina pura.
= 1,9 pie3 de gas ácido a CN/mol de amina pura.
= 0,065 pie3 de gas ácido/gal de solución al 50% p/p.
Gas ácido absorbido en el contactor:
= 3,85 pie3 de gas ácido/gal de solución al 50% p/p.
ENDULZAMIENTO
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= 8,28 pie3 de gas ácido/gal de amina pura.
= 3,915 pie3 de gas ácido/gal de solución al
50% p/p.
6. CAPACIDAD DE ABSORCIÓN DE LA MDEA+
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7. CONCENTRACIÓN DE LA SOLUCIÓN Y CANTIDAD DE GAS ÁCIDO REMOVIDO
Algunos indicadores se pueden usar como referencia:
ENDULZAMIENTO
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GAS ÁCIDO REMOVIDO
7.1. Sensibilidad de respuesta de una planta de MEA, al 15% p/p
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H2S EN EL GAS TRATADO
gpm
lts/min
ppm,v
91
7.1.1. Sensibilidad de una planta de MEA. Máxima concentración permisible
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CONCENTRACIÓN DE H2S
De: 40 a 120 gals/día
Para 175 MM pcdn:
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9. OPERACIÓN DE LA PLANTA
Al bajar la carga de gas en la alimentación, debe bajar la tasa de circulación de la solución de amina.
Si el gas tratado es de mayor calidad (Ej. 2,5 ppm,v de H2S), usted puede bajar el "galonaje" llevando el contenido de gas ácido hasta el límite permitido (Ej. 4,0 ppm,v de H2S).
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Al aumentar la concentración de la solución, sigue bajando el galonaje, cuidando de no exceder la solución del 50% p/p.
Las condiciones ideales de operación se logran cuando:
El H2S está en el máximo permitido.
El suministro de calor está en el mínimo.
La corrosión está dentro de límites aceptables.
9. OPERACIÓN DE LA PLANTA (Cont)
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10.1. ¿CÓMO EVITAR LAS PÉRDIDAS DE AMINA?
Evitando y corrigiendo la formación de espuma.
Manteniendo la temperatura de la amina en 130°F.
Con un separador - recuperador de amina - en la corriente de gas dulce.
Disminuyendo el arrastre en el gas ácido del tanque de expansión.
Con un separador - recuperador de amina - en la corriente de gases de cola
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Degradación de la solución.
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Extractor de niebla del absorbedor: tapado o dañado.
Arrastre de solución en la corriente de gases de cola.
Arrastre en el venteo del tanque de expansión.
Temperaturas muy altas en el tope del regenerador.
(Por encima de 210°F al salir de la torre, antes del condensador y por encima de 120°F después del acumulador).
ENDULZAMIENTO
10.2. PRINCIPALES CAUSAS DE LAS PÉRDIDAS DE AMINA (Cont.)
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Permitir que la amina se ensucie.
Recircular la amina sucia que queda entrampada en sumideros y drenajes, sin purificarla.
Se le ha agregado antiespumante en exceso.
Se le ha agregado un antiespumante que no corresponde.
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El uso de inhibidores de corrosión incompatibles con la solución.
Exponer la amina al contacto con el aire.
Se debe usar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento con una presión de 1" a 2" de agua.
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11. CAUSAS DE LA DEGRADACIÓN DE LA AMINA
(Cont.)
12. PÉRDIDA DE AGUA EN LA PLANTA
Por efecto del trabajo que se realiza es necesario agregar el agua que se pierde durante el proceso.
El agua que se agregue debe ser desmineralizada, para evitar sólidos que dañan la solución y depósitos de sales que destruyen la planta
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El agua que falta y que debe ser agregada se va absorbida con el gas natural, el cual la absorbe de la solución; con el gas ácido y con el gas combustible del tanque de venteo.
El agua de reposición se puede agregar en el tanque de abastecimiento, en los platos del tope del absorbedor o en el recuperador, si hay uno instalado.
ENDULZAMIENTO
12. PÉRDIDA DE AGUA EN LA PLANTA (Cont.)
Pág. 298
13. MÉTODO PARA LA REMOCIÓN DE AGUA
En ocasiones, la solución está muy concentrada por lo cual podría aumentar la tasa de corrosión. En ese caso habría que agregarle agua.
Otras veces la solución se diluye porque absorbe agua del gas natural.
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Se recomienda trabajar con la solución dentro de los límites fijados por el fabricante o diseñador del producto.
El agua en exceso se puede retirar en el condensador de reflujo.
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13. MÉTODO PARA LA REMOCIÓN DE AGUA (Cont.)
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14. ¿CÓMO LOCALIZAR FALLAS EN EL SISTEMA?
Con la diferencia de temperatura a través del intercambiador de calor amina/amina.
Con la diferencial de presión entre el tope y el fondo de las torres.
Con el perfil de temperatura del absorbedor.
Verificando el color de la amina pobre.
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15. FORMACIÓN DE ESPUMA
Un cambio abrupto de la presión diferencial en el absorbedor podría indicar que se está empezando a formar espuma.
Cuando esto ocurre, el contacto entre el gas y la solución es pobre, con lo cual se reduce la eficiencia del tratamiento o la capacidad de absorción del sistema.
Y no se pueden satisfacer la especificaciones del gas tratado.
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La amina puede salir por el tope de la torre.
Producto fuera de especificaciones.
Produce corrosión.
Contaminación de los procesos aguas abajo de la planta.
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Exceso de productos de degradación en la solución.
Velocidades muy altas del gas y de los líquidos.
Formación de sales térmicamente estables.
Mala selección del antiespumante o no se agregó lentamente
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Los filtros de papel o químicamente tratados pueden producir espuma en la solución.
El petróleo, los productos que se utilizan para remover el petróleo pueden producir espuma.
La lana virgen de los filtros y los blanqueadores del algodón pueden producir espuma, si el fabricante no sabe preparar el cartucho, antes de usarlo.
Problemas de tipo mecánico.
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15.3. ¿CÓMO DETECTAR LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL ABSORBEDOR?
El nivel de líquido en el tanque de abastecimiento desciende inesperadamente.
Aumenta la diferencial de presión en la columna.
Observe una muestra de la solución pobre tomada después del filtro y centrifúguela.
Si está obscura, nublada o tiene partículas sólidas limpie los elementos del filtro o cámbielos, si fuere necesario.
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Verifique que la temperatura del gas de alimentación esté con 10°F por debajo de la temperatura de la solución pobre que llega al absorbedor (Ej. 120°F ó menos).
Verifique que no hayan hidrocarburos líquidos en el separador de salida.
Observe el nivel de los líquidos en el separador de entrada.
Compruebe que la presión diferencial en el absorbedor esté dentro de los límites recomendados.
15.3. ¿CÓMO DETECTAR LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL ABSORBEDOR? (Cont.)
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15.4. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL REGENERADOR
EL TANQUE DE VENTEO SE QUEDÓ SIN SOLUCIÓN.
Asegúrese de que el nivel de líquido no haya descendido al punto de que permita la entrada de gas a la línea de líquido.
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EL TANQUE DE VENTEO SE LLENÓ CON HIDROCARBUROS LÍQUIDOS.
Verifique las facilidades de drenaje y compruebe que estén funcionando de manera apropiada.
15.4. CAUSAS DE LA FORMACIÓN DE ESPUMA EN EL REGENERADOR (Cont.)
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Saque una muestra de la solución rica del tanque de venteo y compruebe que no tenga una capa de aceite. Si tiene aceite ello indica que las facilidades de remoción de los hidrocarburos no están trabajando bien o que no existen tales facilidades, por lo cual se han acumulado hidrocarburos en el sistema. Compruebe que el separador de la entrada esté trabajando bien.
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LA SOLUCIÓN RICA ESTÁ SUCIA.
En algunos casos la solución rica está tan sucia, que debe ser filtrada antes de introducirla al regenerador.
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Evitando que la amina se ensucie.
Localizando la razón del espumaje y corrigiendo la falla.
Agregando antiespumante (Método costoso).
Reduciendo momentáneamente la tasa de circulación de amina.
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Normalmente no se recomienda el uso de antiespumantes.
Con cualquier inhibidor o antiespumante que se utilice se debe verificar previamente que sea compatible con la amina de la planta.
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De los antiespumantes utilizados los más recomendados son los que se hacen a base de emulsiones de silicona o de polialquilénglicol
Dosificación: 5 a 20 ppm.
Se agrega en forma ocasional y no de manera contínua.
El uso contínuo ayuda a la formación de espuma.
Se debe agregar corriente arriba de los puntos de alta turbulencia (Ej. aguas arriba del tanque de expansión).
15.6. CARACTERÍSTICAS DE LOS ANTIESPUMANTES (Cont.)
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15.7. PRUEBA PARA DETERMINAR EL CARÁCTER ANTIESPUMANTE.
En un cilindro de 1.000 ml., coloque 200 ml. de la solución.
Agregue varias gotas del antiespumante.
Burbujee aire a tasa constante, libre de grasas, durante cinco minutos.
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Corte el aire y mida con un cronómetro el tiempo necesario para que desaparezca la espuma.
Al verificar varias marcas del antiespumante podrá seleccionar el mejor.
Evite la contaminación. Limpie bien el cilindro entre una y otra prueba.
15.7. PRUEBA PARA DETERMINAR EL CARÁCTER ANTIESPUMANTE (Cont.)
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Observe si hay formación de espuma y corríjala.
Compruebe que el caudal de gas que llega a la planta no es mayor que el caudal de diseño: 175 MM pcdn en cada absorbedor de la planta tipo.
Verifique la presión del absorbedor y compruebe que no esté por debajo de la condición de diseño: 1.200 lpcm en la planta modelo.
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Verifique la temperatura del gas que llega a la planta, para garantizar que no esté por encima del punto de diseño: ej. 120°F.
Verifique el contenido de gas ácido en el gas de la entrada y compruebe que esté dentro de los límites del diseño: 60 ppm,v.
16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES. (Cont.)
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Compruebe que la tasa de flujo de la solución pobre hacia el absorbedor es la cantidad apropiada: 342 gpm en la planta modelo de MDEA+.
Asegúrese de que el gas residual de la solución pobre esté dentro de los límites del diseño: 0,005 mol/mol, en el ejemplo.
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16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES. (Cont.)
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Asegúrese de que no existan roturas en el intercambiador de calor amina/amina.
La solución rica podría fluir hacia la solución pobre, en ese caso el contenido de gas ácido en la solución pobre a la salida el intercambiador, será mayor que la cantidad medida a la entrada.
Inspeccione la torre por dentro, para ver los efectos de corrosión, escarcha, etc.
16. PRODUCTO FUERA DE ESPECIFICACIONES (Cont.)
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17. DEMANDA ENERGÉTICA EXCESIVA EN EL REHERVIDOR DEL REGENERADOR
Observe si ha aumentado la tasa de flujo de la solución pobre: 342 gpm.
Observe si ha bajado la temperatura de la solución rica a la salida del intercambiador de calor: T < 200°F.
Compruebe que el nivel de líquido del rehervidor esté por encima de los tubos de calentamiento.
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Verifique el nivel de la corrosión en el calentador del rehervidor, lo cual podría restringir la transferencia de calor. Cuando la tasa de flujo es normal y la carga calorífica es mayor que lo normal, se puede pensar en el efecto de la corrosión. En ese caso se debe limpiar el haz de tubos.
17. DEMANDA ENERGÉTICA EXCESIVA EN EL REHERVIDOR DEL REGENERADOR (Cont.)
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18. GAS ÁCIDO RESIDUAL EN LA SOLUCIÓN POBRE, EN EXCESO
Verifique la carga calorífica del rehervidor.
Compruebe que no hayan fugas en el intercambiador amina/amina.
Asegúrese de que no haya aumentado la concentración de gas ácido en la solución rica.
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Si las condiciones de operación del regenerador son normales, pero el gas residual es alto, las bandejas del regenerador podrían estar tapadas o dañadas. Se requiere una inspección interna.
18. GAS ÁCIDO RESIDUAL EN LA SOLUCIÓN POBRE, EN EXCESO (Cont.)
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Si las bandejas del regenerador tienen líneas de drenaje hacia afuera, tome muestras de líquido y determine el contenido de hidrocarburos. Si ese es el caso, la torre debe ser cerrada para drenarle los hidrocarburos líquidos.
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La lista para verificar operaciones de rutina, es la siguiente:
Compruebe el contenido de gas ácido en el gas tratado que sale del absorbedor y ajuste el caudal de la solución de amina o la cantidad de calor en el regenerador.
Verifique el nivel de cada recipiente y restituya el controlador de nivel, cuando sea necesario.
Observe la caída de presión a través de los filtros y reemplace los elementos o límpielos.
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Mida la temperatura de la solución pobre que sale del intercambiador para comprobar que esté 10°F (6°C), por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor. Ajuste el flujo de amina a través del enfriador de aire.
19. OPERACIONES RUTINARIA (Cont.)
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Verifique la presión en el tanque de venteo y en el regenerador para ver si están en el nivel apropiado. Ajuste los controladores de presión para mantenerla en el punto recomendado por los fabricantes de la planta.
Garantice las tasas de flujo correctas de la solución pobre hacia los absorbedores.
19. OPERACIONES RUTINARIA (Cont.)
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20. ¿CÓMO MEDIR LA CONCENTRACIÓN DE AMINA EN LA SOLUCIÓN?
POR TITULACIÓN
Es el método más común para determinar la concentración de amina en la solución.
No es exacto - y se presta a errores graves - cuando hay sales disueltas térmicamente estables y/o amoníaco en la solución.
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ENDULZAMIENTO
20. ¿CÓMO MEDIR LA CONCENTRACIÓN DE AMINA EN LA SOLUCIÓN?
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21. PROCESO DE ARRANQUE DE LA PLANTA DE AMINA
El procedimiento de arranque de la planta, se compone de tres etapas:
1. Establecer la circulación de la solución en la planta.
2. Aplicar calor al rehervidor del regenerador e iniciar el reflujo en la torre.
3. Abrir la corriente de gas ácido hacia el contactor y empezar el proceso de endulzamiento.
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A fin de circular la solución a través del sistema será necesario presurizar los recipientes, lo cual puede hacerse con gas dulce o agrio. La presión en el contactor, debe ser -por lo menos- 150 lpcm (10 bars), la del tanque de venteo: 50 lpcm (3 bars) y la del regenerador: 5 lpcm (0,3 bars). Después que el sistema haya sido presurizado, se procede de la siguiente manera:
21. PROCESO DE ARRANQUE DE LA PLANTA DE AMINA (Cont.)
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ESTABLECER LA CIRCULACIÓN DE LA SOLUCIÓN EN LA PLANTA
Empiece a circular la solución hasta lograr las temperaturas correctas. Siga las instrucciones hasta el aparte 7. Al poner al máximo la carga de vapor del rehervidor se garantiza una solución regenerada durante el arranque.
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1. Arranque el sistema de bombeo de la solución pobre que va al absorbedor.
2. Cuando aparezca el fluido en el fondo del absorbedor, ponga el controlador de nivel del fondo en servicio activo, para que el líquido pueda fluir hacia el tanque de venteo.
3. Cuando la solución aparezca en el tanque de venteo, ponga el controlador de nivel en servicio de tal manera que el líquido pueda fluir hacia el regenerador.
ESTABLECER LA CIRCULACIÓN DE LA SOLUCIÓN EN LA PLANTA (Cont.)
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APLICAR CALOR AL REHERVIDOR DEL REGENERADOR E INICIAR EL REFLUJO EN LA TORRE
4. Cuando se observe el nivel de líquido en el regenerador, ponga el controlador de nivel en servicio, de tal manera que el líquido siga fluyendo hacia el tanque de abastecimiento, si está instalado al sistema, o al absorbedor.
5. Después de estabilizar la circulación a través de la planta abra la fuente de calor del rehervidor.
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6. Ponga el condensador de reflujo en servicio.
7. Al aparecer líquido en el acumulador, arranque la bomba de reflujo y ponga en servicio el controlador de nivel del acumulador para regular la tasa de flujo. Aumente el calor del rehervidor hasta que la tasa de flujo llegue al nivel de diseño.
8. Ponga en servicio el enfriador de amina
APLICAR CALOR AL REHERVIDOR DEL REGENERADOR E INICIAR EL REFLUJO EN LA TORRE (Cont.)
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ABRIR LA CORRIENTE DE GAS ÁCIDO HACIA EL CONTACTOR Y EMPEZAR EL PROCESO DE ENDULZAMIENTO
9. Empiece a introducir, de manera gradual, el gas ácido a la torre de absorción. y las tasas de despojamiento por encima del nivel de diseño.
Los puntos 10 y 11, aplican en el caso de solventes formulados
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10. Gradualmente reduzca el caudal de la solución hasta que los niveles de H2S y CO2 se aproximen a las especificaciones. En este momento aumente la tasa de circulación entre el 2% y el 10%, como factor de seguridad.
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11. Después de optimar la tasa de circulación, reduzca gradualmente la carga calorífica del rehervidor hasta que se obtenga la temperatura óptima en el tope del regenerador.
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12. Verifique los niveles de líquido, temperaturas, presiones y caudales hasta estabilizar las condiciones del proceso.
13. Es importante medir y grabar los datos y el balance de materiales alrededor del sistema, durante el proceso de arranque y optimización de la planta y, posteriormente, mantenga el registro. Estos datos son útiles para localizar fallas y optimar el sistema.
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Tienen menor potencial de corrosión.
Si se opera por encima del 50% p/p, pueden generar los siguientes problemas:
Cambios de la viscosidad.
Incremento de la captación de hidrocarburos.
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Tasas de flujo más altas.
Cargas caloríficas en el rehervidor más altas.
Menor eficiencia para servicio selectivo con CO2.
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23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE
Debe estar 10°F por encima de la temperatura del gas.
La temperatura de la solución pobre debe estar por debajo de 130°F. Por encima de este valor disminuye a capacidad de la solución para retener el gas ácido.
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Con aplicaciones selectivas, la temperatura de la solución pobre debe estar tan baja como sea posible, pero nunca por debajo de 80°F, porque empiezan a aparecer problemas con la viscosidad.
23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE (Cont.)
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Para la remoción de CO2, la temperatura debe estar entre 100 y 130°F, por debajo se afecta la absorción.
Cuando se trabaje con hidrocarburos líquidos, la temperatura de la solución pobre debería estar entre 145°F y 160°F.
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23. TEMPERATURA DE LA SOLUCIÓN POBRE (Cont.)
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24.1. EL AUMENTO INNECESARIO DEL CAUDAL DE LA SOLUCIÓN SIGNIFICA:
No se satisfacen los requerimientos de diseño.
Corrosión.
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Cargas altas de gas ácido en la solución.
Productos fuera de especificaciones.
Corrosión.
Con solventes formulados, la presión y la temperatura en el tope del regenerador son muy importantes en el control de la planta.
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Solución al 50% p/p, a:
6 lpcm (1070,2 mm Hg) hierve a 238,54°F
7,36 lpcm (1140,5 mm Hg) hierve a 242,10°F
12 lpcm (1380,4 mm Hg) hierve a 253.10°F
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Para evitar descomposición, la temperatura debe ser de 280°F ó menos (Pv = 2137,95 mm Hg ó 26,65 lpcm).
En la superficie de los tubos del rehervidor no debe ser mayor de 320°F (Pv = 3823,54 mm Hg ó 59,26 lpcm).
La transferencia de calor en el rehervidor debe ser menor de 7000 Btu/hr x pie².
Condición de diseño: 4.081,5 Btu/hr x pie²
Condición de trabajo: 2.439,2 Btu/hr x pie²
25. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR CON SOLVENTES FORMULADOS (Cont.)
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26.1. LAS SALES ESTABLES CRECEN Y OCASIONAN:
Formación de espuma.
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Carbonato de sodio.
Hidróxido de sodio.
Los neutralizadores crean depósitos que obligan a cambiar los cartuchos del filtro con más frecuencia.
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Los neutralizadores se deben calcular con exactitud.
Cuando se usan neutralizadores o hay amoníaco presente el proceso de titulación no es confiable.
En ese caso se debe determinar la concentración de amina con un cromatógrafo.
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26.2. LAS SALES ESTABLES SE ELIMINAN CON NEUTRALIZADORES (Cont.)
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Los filtros están disponibles de 1 a 50 micrones.
Cuando más fino es el filtro más cara es la filtración.
Se debe comenzar filtrando las partículas grandes y progresivamente las más pequeñas (50, 30, 10 y 5 micrones).
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DEPENDE DE:
Viscosidad del fluido.
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Ensucian la solución.
Taponan los filtros.
Disminuyen la eficiencia del filtro.
Producen espumaje.
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Aguas arriba del filtro de carbón activado.
En algunas plantas lo colocan aguas abajo para retener las partículas de carbón. Es más barato diseñar bien el filtro de carbón.
Del lado de la amina pobre, para proteger a los operadores en el momento de cambiar el cartucho.
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27.5. LA SELECCIÓN DE UN CARTUCHO SE HACE ATENDIENDO A:
La resistencia del cartucho a las químicas.
Capacidad para retener sólidos.
La máxima presión diferencial que puede tolerar antes de romperse.
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27.6. FACTORES QUE AFECTAN EL CARTUCHO DEL FILTRO
Un filtro nuevo, por lo general tiene de 3 a 8 lpcm de caída de presión.
Cuando se tapa, la diferencial de presión excede de 15 a 25 lpcm y colapsa.
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Los filtros deben ser limpiados o cambiados cuando la diferencial de presión se acerque al máximo recomendado por el fabricante.
Los filtros de papel o químicamente tratados pueden producir espuma.
27.6. FACTORES QUE AFECTAN EL CARTUCHO DEL FILTRO (Cont).
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Sólidos en suspensión causan ensuciamiento, formación de espuma y taponamiento.
Esto a su vez, produce: pérdidas de amina, corrosión, erosión y daños a las bandejas.
Filtros de papel o químicamente tratados pueden producir espumaje.
Los cartuchos que tienen goma pueden ser destruidos en el servicio de amina.
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¿QUÉ HACE?
Retiene los hidrocarburos disueltos en la amina.
Retiene los inhibidores de corrosión, aceite de compresores, productos químicos utilizados en el tratamiento de los pozos y demás contaminantes que no son removidos por los filtros mecánicos.
Reduce la formación de espuma.
Ayuda a disminuir la corrosión.
Disminuye el consumo de amina.
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27.8.1. UBICACIÓN
Es preferible que el filtro esté colocado del lado de la amina pobre.
Es peligroso ubicar el filtro de carbón en la línea de amina rica, debido a los problemas de seguridad asociados a la presencia de H2S que surgen al tratar de cambiar el carbón.
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Debido a que la amina rica está cargada de gases ácidos, la caída de presión en el lecho de carbón pudiera desprender gases (“flashing”). Esto podría producir bolsillos de gas que, a su vez, bloquearían el flujo de amina y aumentarían el potencial de corrosión.
La adsorción se favorece en el rango de temperatura de 120 a 150°F.
27.8.1. UBICACIÓN (Cont.)
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27.8.2. CARACTERÍSTICAS
La temperatura de operación de la amina debe estar entre 120°F - 150°F.
Por debajo de este rango la viscosidad de la amina aumenta mucho.
Por encima del rango se reduce la capacidad de adsorción.
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La entrada y salida de la solución debe permitir el aprovechamiento máximo de la altura del lecho.
La malla de soporte debe estar bien diseñada. Se requiere de varios lechos de soporte para mantener el carbón dentro del recipiente.
Cuando los lechos de soporte no están bien instalados, el polvo de carbón se dispersa en la solución y tapona el sistema. Ej. los tubos de los intercambiadores.
27.8.2. CARACTERÍSTICAS (Cont.)
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El carbón activado instalado en la planta modelo
tiene las siguientes especificaciones:
Densidad: 32,5 lbs/pie3.
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La camada debe ser cambiada cuando la amina empieza a ponerse obscura y la diferencial de presión alcanza el nivel de diseño.
Se recomienda tratar entre el 5% y el 10% del flujo total.
El tiempo de retención en la camada debe ser de 20 minutos o más.
La velocidad superficial debería estar en el rango de 2 a 10 gpm por pie cuadrado de sección transversal.
27.8.3. CARACTERÍSTICAS DEL CARBÓN (Cont.)
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27.8.4. REGENERACIÓN DEL CARBÓN
Por lo general el vapor no puede remover los contaminantes pesados. Para ello debe estar 50°F por encima del punto de burbujeo de los contaminantes.
La inyección de vapor debe hacerse en contracorriente, para no dañar la camada.
El procedimiento de llenado se hace cubriendo el carbón con una solución de agua al 5% p/p de amina.
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Luego el agua se retira por arriba (punto de entrada de la amina).
También es factible lavar el recipiente con un detergente, durante 6 a 12 horas, con el fin de remover el aire.
De no removerse el aire se puede perder la camada, porque se canaliza.
El agua de jabón se retira por el tope. Se bombea agua pura hasta que salga toda la solución jabonosa. Recuerde que el jabón genera espuma.
27.8.4. REGENERACIÓN DEL CARBÓN (Cont.)
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28. CORROSIÓN
28.1. EL CO2 EN PRESENCIA DE AGUA LIBRE FORMA ÁCIDO CARBÓNICO
El ácido ataca el hierro y forma un bicarbonato soluble que - al calentarse - libera CO2 y un óxido de hierro insoluble.
O se hidroliza como carbonato de hierro.
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28. CORROSIÓN
28.1. EL CO2 EN PRESENCIA DE AGUA LIBRE FORMA ÁCIDO CARBÓNICO (Cont.)
Si hay H2S presente, reaccionará con el óxido de hierro para formar un sulfuro de hierro.
A su vez, el sulfuro de hierro, forma una capa protectora y evita el progreso de la corrosión.
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Pero la capa protectora puede ser eliminada debido a las altas velocidades del fluido. El metal queda -de nuevo - expuesto a la acción de los ácidos.
El H2S ataca - nuevamente - y genera el sulfuro de hierro. La pared metálica se va disminuyendo de manera progresiva.
Cuando el H2S está en el orden de los ppm,v y el CO2 es mayor del 2% el sistema es particularmente corrosivo.
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La corrosión es función de la temperatura.
La carga de gas ácido en la solución de amina tiene un impacto fuerte sobre la corrosión.
Las velocidades altas de los fluidos pueden eliminar la capa protectora de sulfuro de hierro y generar tasas altas de corrosión.
En general, las velocidades de los fluidos agrios debería ser la mitad de las que se usan con fluidos dulces.
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El rehervidor, debido a la temperatura.
El lado rico de los intercambiadores de amina.
Los tubos a la salida del regenerador.
Las concentraciones de gas ácido en el gas producen altas tasas de corrosión.
El H2S se disocia en el agua para formar ácido sulfídrico, el cual ataca el hierro y forma sulfuro de hierro.
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28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN
Mantenga la temperatura del rehervidor lo más baja que sea posible.
Utilice sistemas de calentamiento medianos antes que altos (fuego directo).
Garantice la filtración efectiva y disminuya los sólidos y productos degradantes del sistema.
Elimine el oxígeno presente. Libere los vapores de los tanques de almacenamiento y mantenga una presión positiva en la succión de todas las bombas.
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Utilice agua desmineralizada o condensado de vapor de agua.
Mantenga la concentración de la solución de amina, en el mínimo requerido.
En los intercambiadores, la solución rica deberá pasar a través de los tubos.
Mantenga el nivel de la solución de amina sobre los tubos del rehervidor a una altura mínima de 6".
28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN (Cont.)
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Los inhibidores de corrosión que se utilizan en las plantas de endulzamiento poseen aminas de alto peso molecular y sales metálicas pesadas.
Existen inhibidores que permiten aumentar la concentración de la solución y utilizar mayores cargas de gas ácido en presencia de H2S y CO2
En estos casos específicos los inhibidores producen ahorros potenciales tanto en los costos de capital como en los de operación.
28.3. ALGUNAS RECOMENDACIONES PARA DISMINUIR LA CORROSIÓN (Cont.)
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Demasiado gas ácido en la solución rica o pobre.
Productos de degradación en la solución.
La tasa de corrosión se mide en milésimas de pulgada por año (mpy).
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Una tasa de corrosión de 5 a 10 mpy se considera tolerable. Con este desgaste los equipos deberían durar entre 10 y 20 años.
El punto ideal de operación se alcanza cuando el contenido de gas ácido en la solución se aumenta hasta que la corrosión llegue al mínimo tolerable.
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28.4. INDICADORES DE LA EXISTENCIA DE LA CORROSIÓN (Cont.)
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El reemplazo de los equipos corroídos.
Paros no programados de la planta.
Cambios drásticos de las operaciones.
Contaminación de la amina.
Corrosión permisible.
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Mantenimiento preventivo innecesario.
Aspectos de seguridad.
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Por temor a la corrosión se opera de manera conservadora.
Con esos procedimientos se incrementan los costos energéticos.
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Sobrecargando la amina rica con gas ácido.
Al regenerar con una temperatura muy baja en el rehervidor.
Al aumentar el caudal de gas dejando igual los otros parámetros.
Fallas de laboratorio al medir la concentración de amina.
Al permitir la entrada de cloruros.
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Al permitir que la amina se oxide con el aire.
En el tanque de abastecimiento.
En los tanques de almacenamiento, exteriores.
El oxígeno reacciona con el H2S de la solución y forma azufre libre, el cual genera corrosión severa.
28.7. FORMAS DE ACELERAR LA CORROSIÓN (Cont.)
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El amoníaco se forma en la amina, cuando ésta se degrada térmicamente o puede entrar con el gas. Luego genera problemas serios de corrosión, especialmente en el condensador del tope.
El SO2 (dióxido de azufre) en contacto con el agua de la solución forma ácido sulfuroso, el cual es corrosivo.
Estos contaminantes se pueden alejar de la solución con un sistema de lavado con agua del gas de alimentación.
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Los sistemas de aceite caliente normalmente causan problemas de resbalamiento superficial y subsecuente corrosión.
Los siguientes ejemplos pueden servirles de guía:
T = 450 a 550°F Cambio de los haces de tubos tres veces al año.
T = 320°F En servicio durante treinta años, sin reparaciones.
T = 245°F El rehervidor de la planta modelo opera a 242 - 245°F
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Cuando la presión del regenerador es muy alta (25 lpcm
o más), la regeneración es pobre y la corrosión del lado de la amina pobre y en el rehervidor es severa.
Cuando la planta tiene unidad recuperadora de azufre, la presión recomendables es de 6 a 9 lpcm.
La válvula de la solución pobre nos indica la presión del regenerador:
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Totalmente abierta: La solución tiene dificultades para fluir, se debe aumentar la presión.
Promedio de apertura:
Entre 1/4 a 1/2 Presión del regenerador muy alta y debe bajarse.
Abierta ± 3/4 Normal.
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28.9. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR
Para la mayoría de las unidades de amina, una presión de fondo en el regenerador de 0 a 15 lpcm y una temperatura de 240°F a 260°F, es suficiente.
El rehervidor de la planta modelo trabaja a 8 lpcm y 242°F.
Si esta temperatura se bajara a 230 - 235°F, podría aparecer corrosión, especialmente cuando hay CO2 en el sistema.
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Algunas veces se trata de sacarle mayor eficiencia al intercambiador amina rica/pobre, aumentando la temperatura de la amina rica que va al regenerador.
Cuando esta temperatura alcanza valores de 205°F a 210°F, se necesita acero inoxidable en los tubos del intercambiador y en la parte superior de la carcaza del regenerador.
28.9. TEMPERATURA DEL REHERVIDOR (Cont.)
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28.10.1 MÉTODO DEL CUPÓN
Mide la tasa promedio durante el período de prueba.
Es una guía relativa sobre la corrosión.
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Es más exacta que el método del cupón.
Puede suministrar registros contínuos.
Detecta la corrosión en el momento en que ocurre.
Le da al operador la información necesaria para hacer los cambios que minimizan la corrosión.
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Prof. Marcías J. Martínez

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Análisis de Fallas en Endulzamiento