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INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA QUIMICA
E INDUSTRIAS EXTRACTIVAS
“DISEÑO DE UN PERMUTADOR DE CALOR PARA OPTIMIZAR
ELIMINACION DE H2 S EN LA SECCION DE DEA”.
QUE PARA OBTENER EL TITULO DE
INGENIERA QUIMICO PETROLERO
PRESENTA
ORTIZ ZEPEDA ROXANA KAREN
ASESOR:
ARIEL DIAZBARRIGA DELGADO
MEXICO D F , MARZO 2012
í - X i INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONALE S C U E L A S U P E R IO R DE IN G E N IE R ÍA Q U ÍM IC A E IN D U ST R IA S EXTRA CTIV A S
DEPARTAMENTO DE EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO ACADÉMICOSECRETARIA
DEEDUCACION PUBLICA
México, D F , 27 de Enero del 2012T-011-12
AlaC PasanteROXANA KAREN ORTIZZEPEDA
Boleta Carrera Generación2005320269 IQP 2004-2008
Mediante el presente se tiace de su conocimiento que este Departamento acepta que el C
Ing. Ariel Diazbarriga Delgado sea onentador en el tema que propone usted desarrollar como prueba
escnta en la opcion Tesis Individual, con el titulo y contenido siguiente
“Diseño de un permutador de calor para optimizar eliminación de H 2 S en la sección de DEA”.
ResumenIntroducción
I - GeneralidadesII - Comentes de hidrocarburos amargos
III - Sistemas de eliminación de HjS (purificación)IV - Diseño del cambiador de calor
ConclusionesBibliografía
Se concede un plazo máximo de un aflo, a partir de esta fecha, para presentarlo a revisión por el Jurado asignado ̂ , /
1 1
AlM en C Julio Sffl il Fernandez
Presidente d^ la idemia deAplicaciones dJfia Ingeniería
Ing Ariel Diazbarnda Delgado Profesor Asestíf o Director
Ced 9 to f 87715
y
Lie Guillermo A lB e rt^e la Torre Arteaqa Jefe dei D e p á rta m e n o s Evaluación y
Seguimiento A c^e m ico
D ta -^ jú ^ lu p e Silva Olivar" Subdirecíora Académica
c c p Co ntro l E sco la rr ; A T A / a m e
SECRETARIAOE
EDUCACIÓN PUBUCA
INSTITUTO POLITECNICO NACIONALESCUELA SU PERIO R D E IN G E N IE R ÍA Q UÍM ICA E IND U STRIA S EXTRACTIVAS
DEPARTAMENTO DE EVALUACIÓN Y SEGUIMIENTO ACADÉMICO
México D F , 23 de febrero de 2012T-011-12
A la C PasanteROXANA KAREN ORTIZ ZEPEDA P RE S E N T E
Boleta2005320269
CarreraIQP
Generación2004-2008
Los suscritos tenemos el agrado de informar a usted, que habiendo procedido a revisar el
borrador de la modalidad de titulación correspondiente, denominado
“Diseño de un permutador de calor para optimizar eliminación de H2 S en la sección de DEA”.
encontramos que el citado Trabajo de T e s is In d iv id u a l, reúne los requisitos para autorizar el
Examen Profesional y P R O C E D E R A S U IM P R E S IÓ N según el caso, debiendo tomar en
consideración las indicaciones y correcciones que al respecto se le hicieron
Atentamente
JURADO
Ing Ane! Diazbarnga Delgado Presidente
D r Mano R oé iguez de Santiago Vocal
Baltazar Cadena Secretario
c c p - Fxpediente G ^ r \ icr
AGRADECIMIENTOS
Para mis padres Roberto Ortiz Ocaranza y Rocío Zepeda Guerrero, sin ellos no
hubiera sido posible alcanzar esta meta, gracias por su amor, esfuerzo y
dedicación, por darme siempre su apoyo y aliento, por no dejar que me diera por
vencida, porque sin ustedes simplemente no existiría. Este logro es suyo
A mi esposo Bernabé Rodríguez Martínez, por su amor, comprensión y apoyo, por
estar conmigo en los momentos más felices de mi vida, por darme el regalo más
maravilloso del mundo Gracias Berna
A Obed el regalo más grande que he recibido, mi inspiración para seguir adelante
y mi motivo para existir y lograr esta meta
A mis hermanos por motivarme y alentarme a seguir adelante, y apoyarme
siempre en todas mis decisiones. Gracias Daniel, Mauncio y Diana.
Al ingeniero Anel Díaz Barnga sin el cual este trabajo no hubiera sido posible, por
su tiempo, dedicación y orientación, gracias maestro
Acepta los desafíos. Y no olvides: existen momentos en la vida en que
necesitamos más de la valentía que de la prudencia. Ciertas decisiones
deben ser tomadas al calor de la emoción.
Sin embargo, nos acostumbramos a decir:
“hay que tener calma. Debo estar preparado para esto”
Nadie consigue prepararse adecuadamente para nada.
Hay muchas cosas que pueden planearse, pero no siempre resultan de la
mejor manera.
Una aventura mágica-donde todo conspira para ayudarnos a dar un gran salto
sobre el abismo-siempre aparece de improviso y desaparece con rapidez.
Su presencia fue el resultado de un trabajo invisible que realizamos sin
darnos cuenta.
Es tomarla o dejarla para siempre.
Claro que podemos caer en el abismo. ¿ Pero qué decisión, en esta vida, no
implica riesgos?
INDICE GENERAL
Resumen
Introducción
Capitulo I. Generalidades
Capitulo II. Corrientes de hidrocarburos amargos
Capitulo III. Sistemas de eliminación de H2 S (purificación)
Capitulo IV. Diseño del cambiador de calor
Conclusiones
Bibliografía
Resumen 1
Introducción 2
CAPITULO I: Generalidades
1.1 Componentes del gas natural 8
1.2 Procesos de absorción química 12
1.2.1 Procesos con aminas 13
1.2.2 Procesos con carbonato 18
1.3 Procesos de absorción física 18
1.3.1 Proceso selexol 19
1.3.2 Proceso de lavado con agua 20
1.4 Procesos híbridos 20
1.4.1 Sulfinol 21
1.5 Procesos de conversión directa 22
1.5.1 Proceso stretford 22
1.5.2 Proceso del Hierro esponja 24
1.6 Procesos de absorción de lecho seco (adsorción) 26
1.6.1 Proceso con mallas moleculares 27
CAPITULO II: Corrientes de hidrocarburos amargos
11.1 Gasolina 30
11.1.1 Componentes 30
11.1.2 Características 30
11.1.3 índice de octanos 31
11.1.4 composiciones químicas 31
11.2 Kerosina 32
INDICE
11.2.1 Propiedades 33
11.3 Diesel 35
11.3.1 índice de cetano 36
11.3.2 Azufre 37
11.3.3 Densidad y viscosidad 38
11.3.4 Aromáticos 38
11.3.5 Lubricidad 38
11.3.6 El diesel mexicano 39
11.4 Gas natural y gas LPG 40
11.5 Propiedades fisicoquímicas del H2 S 42
11.6 Monoetanolamina 47
11.7 Dietanolamina (DEA) 48
11.8 Metildietanolamina (MDEA) 49
11.9 Comparaciones de amina 50
Ü.10 Selección de la MDEA para tratamiento de gas combustible y LPG 52
amargo.
CAPITULO líl: Sistemas de eliminación de H2 S (purificación)
111.1 Recuperación de azufre 55
111.2 Objetivos de la planta de tratamiento con amina en la U-600 56
II.3 Descripción de flujo 56
III.4 Sección de tratamiento 56
111.5 Tratamiento de gas amargo DA-601 56
111.6 Tratamiento de hidrocarburos ligeros torre DA-602 58
111.7 Regeneración de dietanolamina 51
111.8 Preparación de la sección de tratamiento para su arranque 66
111.9 Sistema de reflujo 56
111.10 Filtro de amina 67
111.11 Variables de proceso 59
III.11.1 Composición 59
111.11.2 Temperatura 70
111.11.3 Presión 70
111.12 Hldrodesulfuraclon 70
111.13 Análisis de la sección de amina 71
111.14 Análisis de las condiciones de operación 71
111.14.1 Temperatura de la amina pobre 72
111.14.2 Temperatura de los condensadores EA-604 A/B 73
111.14.3 Temperatura de regeneración 73
111.15 Problemas que presentan las unidades de endulzamiento “Girbotol” 74
111.16 Problemas operacionales 75
111.16.1 Contaminantes 75
111.16.2 Sales estables al calor 77
111.16.3 Ensuciamiento de los condensadores 78
111.16.4 Taponamiento de filtros 79
111.16.5 Inundación de la columna regeneradora 79
111.16.6 Síntomas de un sistema de aminas sucio 79
111.17 Problemas relacionados con la incorrecta operación del regenerador 80
111.18 Limpieza de la amina 80111.19 Identificación de la contaminación y degradación de las soluciones 81
amina por su color
111.19.1 Color claro y brillante 81
111.19.2 Color grisáceo 81
111.19.3 Color negro no translúcido 81
111.19.4 Color Negro opaco 82
111.19.5 Color café 82
111.19.6 Color azul 82
HI.19.7 Color verde 82
¡11.20 Efectos de la degradación de la solución de amina 83
111.21 Causas y efectos de una amina sucia o contaminada 83
111.22 Perdida de la fuerza o poder de la absorción de soluciones 84
acuosas de amina
111.23 Corrosión en el sistema de amina 85
111.24 Gases disueltos 86
111.25 Acido sulfhídrico disuelto 88
111.26 Eliminación de los elementos corrosivos 87
111.27 Control de corrosión 88
111.27.1 Cambio de la válvula de control de nivel 88
111.27.2 Regeneradores (internos) 89
111.27.3 Deshidratación de amina 89
111.28 Factores que degradan la amina 89
111.29 Como prevenir la oxidación 89
111.30 Formación de tiosulfato 90
111.31 Descomposición térmica 90
111.32 Formación de acido orgánico 91
111.33 Causas que dan origen a las pérdidas de soluciones acuosas de amina 91
111.33.1 Por volatilidad o por evaporación de la amina 91
111.33.2 Por degradación de la solución de amina 92
111.33.3 Por arrastre, por acarreo o por espumacion 92
111.33.4 Por fugas, drenado en líneas y equipos 92
111.33.5 Por falta de una buena separación en recipiente flash 92
111.33.6 Sobrecarga de amina 93
111.34 Como reducir pérdidas de aminas 93
CAPITULO IV: Diseño del cambiador de calor
1V.1 Cambiador de calor 97
IV.2 Condiciones de operación del cambiador de calor 99
Conclusiones 105
Bibliografía 109
INDICE DE FIGURAS
Figura I Ubicación de las plantas para el procesamiento de gas natural 7
Figura 1.1 Proceso con aminas 17
Figura III.1 Diagrama del proceso Girbotol 65
Figura IV.1 Diagrama del proceso Girbotol Modificado 96
Figura IV.2 Funcionamiento de un permutador de calor 97
Figura IV.3 Entrada y salida de corrientes de amina rica y vapor 98
Tabla 1.1 Componentes del gas natural 9
Tabla 11.1 Especificaciones resultados promedio 39
Tabla 11.2 Procesos de endulzamiento de gases 46
Tabla 11.3 Propiedades físicas de la dietanolamina 49
Tabla 11.4 Selectividad de las aminas con respecto al H2 S 53
Tabla IV.1 Tabla de temperaturas de vapor 100
Tabla IV.2 Tabla de calor latente de vaporización 101
Tabla V.1 Concentración de H2S en la amina pobre a la temperatura 105
de 102°C
Tabla V.2 Concentración de H2S en la amina pobre a la temperatura 106
De 93“C
INDICE DE TABLAS
RESUMEN
En los capítulos I y II se mencionan las características, propiedades y
composiciones de los hidrocarburos amargos, pero sobre todo se enfoca en la
composición y tratamiento que lleva el Gas natural y el Gas LPG para tener los
límites permisibles de acido sulfhídrico (HaS) para su uso
Se mencionan los diferentes procesos de endulzamiento existentes para su
tratamiento, los medios a través de los cuales se lleva a cabo cada uno de ellos,
las ventajas y desventajas que presentan y las condiciones de operación con las
cuales trabajanSe menciona que el proceso de endulzamiento más adecuado y común en la
industna petrolera es el “Proceso Girbotol”.
Se realiza una descripción y comparación de las aminas mas usadas en los
procesos con aminas, así como la selección de la amina mas apropiada para el
proceso con el que se va a trabajarEn el capítulo III se menciona la descripción del “Proceso Girbotol", describiendo
los equipos que lo conforman, las comentes que circulan a través de ellos, la
puesta en marcha de los equipos, la manera en que opera este proceso, sus
condiciones de operación, problemas que se pueden presentar en este proceso
durante su operaciónEn el capítulo IV se plantea el diseño del permutador de calor, indicando las
corrientes de entrada y salida con las que va a trabajar, así como las condiciones
de operación con las que se pretende que se ponga en operación
- 1 -
INTRODUCCION
El objetivo general de este proyecto es optimizar la sección de endulzamiento
utilizada en una refinería de petróleo para eliminar el H2 S que se encuentra en los
hidrocarburos líquidos y gaseosos Para ello se pretende mejorar la eficiencia de
la columna regeneradora, lo que origina una mejor operación del medio
absorbente, en este caso la dietanolamina
El gas natural es un recurso no renovable, que debido a sus características
combustibles se le ha dado una amplia gama de aplicaciones que van desde el
uso doméstico hasta las diversas ramas industriales Para que este combustible
pueda ser utilizado es conveniente que pase por un proceso de purificación, que
es denominado endulzamiento, el cual se lleva a cabo por medio del proceso
Girbotol o método de absorción por aminas, cabe mencionar que este proceso es
usado tanto para el gas de refinería como para el gas extraído de pozos
Este proceso tiene como objetivo la eliminación de los componentes ácidos del
gas natural, en especial el Acido Sulfhídrico (H2S) y Dióxido de Carbono (CO2 ).
Aunque, otros componentes ácidos como lo son el Sulfuro de Carbonillo (COS) y el
Disulfuro de Carbono (CS2), son de gran importancia debido a su tendencia a
dañar las soluciones químicas que se utilizan para endulzar el gas
Además, por lo general, estos componentes, no se reportan dentro de la
composición del gas que se tratará Luego, como es lógico, esto es de alto riesgo
para los procesos industriales de endulzamiento, en vista que si hay una alta
concentración de estos elementos, es muy posible que el proceso de
endulzamiento no sea efectivo, ya que estos compuestos pueden alterar el normal
proceso de las endulzadoras El término endulzamiento es una traducción directa
del inglés, en español el término correcto debería de ser “des acidificación”
En términos generales, se puede decir que la eliminación de compuestos ácidos
(H2S y CO2) mediante el uso de tecnologías que se basan en sistemas de
absorción-agotamiento utilizando un solvente selectivo. El gas alimentado se
denomina “amargo”, el producto “gas dulce” Para que el proceso de
endulzamiento del gas natural, tenga un alto grado de eficiencia, se debe
comenzar por analizar la matena pnma que se va a tratar De hecho el contenido
de las impurezas forma parte de los conocimientos que se deben dominar a la
perfección para entender y hacerle seguimiento a los diseños Por ello se insiste
en el conocimiento inherente al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de
hidrógeno máxima permitida (0 229 - 0.573 g/100m®), en pnmera instancia. El
agua interviene en la composición del gas y en la concentración de las soluciones
que se utilizan en los sistemas de amina, de la misma manera, los gases ácidos,
deben ser considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado
El gas tal como es extraído de los yacimientos, contiene algunos compuestos
indeseables como el ácido sulfhídrico, bióxido de carbono y agua, los que
ocasionan algunos de los siguientes problemas.
1) Corrosión- se sabe que el CO2 causa severa corrosión, particularmente a
temperaturas elevadas y en presencia de agua. Se cree que el mecanismo
involucrado, consiste de la reacción del fierro metálico con ácido carbónico,
lo cual origina la formación de bicarbonato de fierro soluble. El
calentamiento adicional a la solución puede liberar el CO2 y provocar la
precipitación del fierro como carbonato insoluble. El H2S ataca al acero
como acido, con la formación postenor de sulfuro ferroso insolubie. Por
ultimo puede presentarse corrosión debido a la erosión de solidos
suspendidos en el flujo de gas o por difusión de gases ácidos a través del
material solido causando lo que se llama corrosión de esfuerzo.
2) Formación de espuma- se debe generalmente a la contaminación de la
solución por hidrocarburos ligeros condensados, por solidos suspendidos
finamente divididos (como sulfuro de fierro), por productos de degradación
de la solución de aminas o por agentes activados que acarrean el flujo de
alimentación La contaminación de hidrocarburos ligeros del gas alimentado
puede evitarse, manteniendo la temperatura de la solución de amina pobre
10 a 15 °C por encima de la temperatura de la corriente de alimentación,
asegurando con esto que no ocurre cambio de fase
- 3) Perdidas químicas' las pérdidas del disolvente representan un problema
difícil de tratar en plantas de purificación del gas; estas pérdidas pueden
ocasionarse por acarreo de la solución en el flujo de gas dulce, por
vaponzación o degradación química de la amina Estas deben de
combatirse exhaustivamente, no solo por el costo que representa su
perdida sino también por la contaminación que causa el flujo de gas
purificado en las paredes de la tubería y en casos donde este gas se
destine a procesos catalíticos, ocasionalmente el envenenamiento del
catalizador.
Aunque la presión de vapor de las aminas es relativamente baja, las perdidas por
vaporización son considerables ya que pasan a través de grandes volúmenes de
gas. La pérdida de solución más sena es por degradación química de la amina
En general, la amina es térmicamente estable a la temperatura de operación del
paso del regenerador. Por último, en ciertas operaciones, especialmente cuando la
presión de operación es elevada, se acarrean cantidades significantes de gases
no ácidos del absorbedor a la sección de regeneración; esto resulta
indeseablemente cuando los gases ácidos eliminados van a utilizarse para la
obtención de hielo seco y azufre elemental. Por consiguiente, estos gases deben
separarse de la solución, después de que abandonan el absorbedor y antes de
entrar al desorbedor.
Como en todos los procesos que abarca la industria química, la necesidad de
reducir en las plantas los costos operativos y aumentar la producción dentro de ios
estándares de calidad que rigen el mercado, han llevado al desarrollo de nuevos
procesos. El aumento en la demanda de gas natural obliga a mejorar los procesos
de endulzamiento, con el incremento de la producción de gas dulce y la
disminución de los costos de operación
Estudios realizados en esta área se encaminan pnncipalmente a la reducción de
pérdidas de amina, mediante la manipulación de las variables operativas e
implementación de dispositivos, obteniéndose excelentes resultados en el ahorro
de costos sin alterar la capacidad ni la calidad de endulzamiento.
Ante la problemática presentada en las plantas enduradoras de gas amargo,
donde se presentan pérdidas de amina así como bajos porcentajes de eficiencia
en las plantas, la necesidad de analizar los factores y causas que lo originan, así
como las condiciones y estado que guardan los equipos, tiene una importancia
relevante
Esta problemática se acentúa ante la necesidad de incrementar la producción en
los campos, aumento que se realiza por medio de la implementación de un
dispositivo (permutador de calor en la entrada de un regenerador de
dietanolamina), para elevar la eficiencia y disminuir costos en el proceso
A continuación se describe cronológicamente algunas de las plantas instaladas en
diversos puntos del país para el tratamiento de gas
19501. Se inicia la construcción de diferentes plantas en los Complejos de Poza Rica y
Reynosa2 En el año 1958 se construye la pnmera planta de absorción en el Complejo
Ciudad Pemex
3 El incremento de la demanda impulsa la expansión de la industna petrolera, se
inicia la construcción y operación de otra planta de absorción en el Complejo la
Venta en el año 1963
19704. En 1972 inician su operación las plantas cnogénicas en el Complejo la Venta y
en Pajaritos, Ver
5. A mediados de la década de los setenta, la expansión en los descubrimientos
de los campos petrolíferos del Mesozoico Chiapas-Tabasco propicia la
construcción del Complejo Cactus
6 En 1977 micia su operación la planta criogénica en el Complejo Poza Rica.
7. Durante 1978 y 1979 se ponen en operación las tres plantas cnogénicas
modulares en el Complejo Cactus
19808. Durante 1981 y 1982 inician su operación las plantas enduizadoras de gas y
recuperadoras de azufre 1 y 2 en Ciudad Pemex.
9 Con objeto de aprovechar de manera eficiente los yacimientos de la sonda de
Campeche y del Mesozoico se inicia la construcción de! Complejo Nuevo Pemex.
10. Inician su operación la planta criogénica y la fraccionadora de hidrocarburos en
la Cangrejera.11 Entre 1985 y 1988 entran en operación las plantas criogénicas 1 y 2 en el
Complejo Nuevo Pemex
199012 En 1990 inicia la operación de la planta fraccionadora de hidrocarburos en
Morelos, perteneciente al Complejo Área Coatzacoalcos
13 En 1992 inicia su operación la planta criogénica modular en el Complejo
Matapionche
14 En 1997 se construye la planta cnogénica 1 en el Complejo Cactus.
15 En 1998 inicia su operación la planta criogénica 3 en el Complejo Nuevo
Pemex
1960
16 En 1999 inicia su operación la planta cnogénica 2, la más moderna en el
Complejo Ciudad Pemex
A continuación la figura I muestra la ubicación de las plantas de procesamiento de
gas natural a lo largo de la República mexicana
FIGURA I
UBICACIÓN DE LAS PLANTAS PARA EL PROCESAMIENTO DE GAS
NATURAL
ReynosaSalirta CruzPora RicaMataploncheArea Coatzacoalcos(Pajaritos, Cangrejera, Morelos)La VentaCactusNuevo Pemex Cd. Pemex
CAPITULO I
GENERALIDADES
El gas natural es un combustible que se obtiene de rocas porosas del interior de la
corteza terrestre y se encuentra mezclado con el petróleo crudo cerca de los
yacimientos. Como se trata de un gas, puede encontrarse solo en yacimientos
separados. La manera más común en que se encuentra este combustible es
atrapado entre el petróleo y una capa porosa impermeable. En condiciones de alta
presión se mezcla o disuelve en aceite crudo.
1.1 COMPONENTES DEL GAS NATURAL
No existe una composición o mezcla que se pueda tomar como referencia para
generalizar la composición del gas natural. Cada gas tiene su propia composición,
de hecho dos pozos de un mismo yacimiento puede tener una composición
diferente entre sí. También la composición del gas varia conforme el yacimiento es
explotado, es por eso que se deberá hacer un análisis periódico al gas que es
extraído, para adecuar los equipos de explotación a la nueva composición y evitar
problemas operacionales.
Cuando el gas natural es extraído de los yacimientos presenta impurezas las
cuales hay que eliminar ya que pueden provocar daños al medio ambiente,
corrosión en equipos o disminuir el valor comercial del gas. Normalmente se
compone de hidrocarburos con muy bajo punto de ebullición. El Metano es el
principal constituyente de este combustible, con un punto de ebullición de -154°C,
el etano con un punto de ebullición de -89°C, puede estar presente en cantidades
de hasta 10 %; el propano cuyo punto de ebullición es de hasta -42°C, representa
un 3%. El butano, pentano, hexano y octano también pueden estar presentes
La composición de una mezcla de gas natural puede ser expresada tanto en
fracción mol, fracción volumen o fracción peso de sus componentes.
La tabla I 1 muestra los componentes que son encontrados en la composición del
gas natural
TABLA 1.1
COMPONENTES DEL GAS NATURAL
CLASE
Hidrocarburos!
Gases inertes
COMPONENTE i FORMULA!1
Metano ,CH4
Etano CzHe
Propano C3H'¡
I-Butano ÍC4H10
n Butano nC4Hio
i-Pentano 1 1C 5H12 j
n-Pentano 1 nC5Hi2
Ciclopentano 1C 5H10 1
Hexanos
pesados
1
1Nitrógeno N2
Helio He
Argón ' Ar1
Hidrógeno ' H2i
Oxigeno 1 O2
Gases ácidos ■
I
jCompuestos
ide azufre
Otros
Ácido '
sulfhídrico
Dióxido de
carbono
Mercaptanos
Sulfures
Disulfuros
Vapor de agua
Agua dulce o |
salada j
HaS
CO2
R-SH
R-S-R
R-S-S-R
Existen diversas denominaciones que se le da al gas natural y por lo general se le
asocian a compuestos que forman parte de su composición Por ejemplo cuando
en el gas natural hay H2S a nivel por encima de 4ppm por cada pie cubico de gas
se dice que es un gas “amargo” y cuando la composición desciende a menos de 4
ppm se dice que es un gas “dulce”
Para remover los compuestos indeseables (H2S y CO2) del gas, el cual es
sometido a un proceso de endulzamiento que por lo general consta de tres etapas-
• 1) Endulzamiento. Donde se le eliminan por algún mecanismo de contacto
el H2S y el CO2 Esto se realiza en una unidad de endulzamiento y de ella
sale el gas libre de estos contaminantes, o ai menos con un contenido de
estos igual o por debajo de los contenidos aceptables
• 2) Regeneración En esta etapa la sustancia que reacciono con los gases
ácidos se somete a un proceso de separación donde separa de los gases
ácidos con el fin de poderla reciclar para una nueva etapa de
10
enduizamiento Los gases que se deben separar obviamente en primer
lugar ei H2S y CO2 pero también es posible que haya otros compuestos
sulfurados como mercaptanos (RSR), sulfuros de carbonito (COS) y
disulfuro de carbono (CS2)
• 3) Recuperación de azufre Como el H2S es un gas altamente toxico y de
difícil manejo, es prefenble convertirlo en azufre elemental, esto se hace en
la unidad recuperadora de azufre Esta unidad no siempre se tiene en los
procesos de endulzamiento pero cuando la cantidad de H2S es alta se hace
necesaria En la unidad recuperadora de azufre se transforma de 90 al 97%
del H2S en azufre solido o liquido. El objetivo fundamental de la unidad
recuperadora de azufre es la transformación del H2S, obteniéndose azufre
de buena calidad, la mayoría de las veces, para comercializarlo.
A continuación se mencionan diferentes tipos de procesos que son de gran utilidad
en la remoción de azufre
Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 se pueden agrupar en cinco
categorías de acuerdo a su tipo y pueden ser desde demasiado sencillos hasta
complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y
el material usado para eliminarlos. En algunos casos no hay regeneración con
recuperación de azufre y en otros sí. Las cinco categorías son
- 1) Absorción química (Procesos con aminas y carbonato de potasio) La
regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de
presión
- 2) Absorción Física La regeneración no requiere calor
- 3) Híbndos Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo
es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a
11
capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en
cuanto a bajos requenmientos de calor para regeneración
- 4) Procesos de conversión directa. El H2S es convertido directamente a
azufre.
- 5) Procesos de lecho seco. El gas amargo se pone en contacto con un
sólido que tiene afinidad por los gases ácidos Se conocen también como
procesos de absorción.
Aunque son muchos los criterios a tener en cuenta para establecer cual categoría
puede ser mejor que otra, uno de estos criterios y quizás el más importante desde
el punto de vista de capacidad para quitar el HgS es su presión parcial.
A continuación se mencionan los tipos de procesos más utilizados en la remoción
de azufre
1.2 Procesos de absorción química
Estos procesos se caractenzan porque el gas amargo se pone en contacto en
contracorriente con una solución en la cual hay una substancia que reacciona con
los gases ácidos
El contacto se realiza en una torre conocida como contactora en la cual la
solución entra por la parte superior y el gas entra por la parte inferior. Las
reacciones que se presentan entre la solución y los gases ácidos son reversibles y
por lo tanto la solución al salir de la torre se envía a regeneración. Los procesos
con aminas son los más conocidos de esta categoría y luego los procesos con
carbonatoEl punto clave en los procesos de absorción química es que la contactora sea
operada a condiciones que fuercen la reacción entre los componentes ácidos del
12
gas y el solvente (bajas temperaturas y altas presiones), y que el regenerador sea
operado en condiciones que toreen la reacción para liberar los gases ácidos (bajas
presiones y altas temperaturas).
1.2.1 Procesos con aminas
El proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA En general los
procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción,
bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación. Las alcanol-aminas más usadas
son- Monoetanolamina (MEA), Dietanolamina (DEA), Tnetanolamina (TEA),
Diglicolamina (DGA), Diisopropanol-amina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA)
Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de
Acuerdo con la Presión Parcial del H2 S
Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja
presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de
salida (gas residual).
Las reacciones que se generan en estos procesos se pueden dar en un sentido o
en otro Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y
hay producción de calor, o sea que la torre contactora se calienta. Para regenerar
la amina se debe orientar tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la
solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar
la amina
Las aminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero
por unos más que por otros
La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S
13
La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para
eliminar HaS, además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor
capacidad para remover H2S por unidad de masa, lo que implica menores tasas
de circulación en una planta de endulzamiento, de acuerdo con la reacción
estequiométnca para quitar un mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA
pero en la práctica se usa alrededor de O 4 moles de MEA por mol de H2S por
razones de control de corrosión. La MEA es estable químicamente, pero el
proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el
CO2 . La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a
los valores exigidos. Otras ventajas adicionales de la MEA son escasa absorción
de hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues
estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas amargo y ocasionan
problemas en la unidad recuperadora, y su buena afinidad por el H2S y el CO2
pero baja por los otros compuestos sulfurados
La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a
lo siguiente, posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas
pérdidas por vaporización, y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos
de azufre y carbono Otra desventaja es que absorbe hidrocarburos y su
corrosividad
La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA, por lo tanto en algunas
ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos;
pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de
solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su
velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre.
Tiene capacidad adecuada para eliminar COS, CS2 y RSR Es degradable por el
CO2 , y los productos de la reacción no se pueden descomponer en la
regeneración.
14
La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja
capacidad relativa para quitar H2 S; igual situación se presenta con las demás
etanol-aminas
Las concentraciones en que se usan las aminas para los procesos de
endulzamiento son generalmente del 15 % para la MEA, en cantidades de 0.3 - 0.4
moles por cada mol de H2S a quitar, y del 20-30 o más para la DEA; tales
concentraciones están dadas por peso
La estequiometría de la MEA y la DEA con el H2 S y el CO2 es la misma pero el
peso molecular de la DEA es 105 y el de la MEA 61. lo que implica que se
requieren aproximadamente 1.7 Ibm. de DEA para quitar la misma cantidad de gas
ácido que remueve una libra de MEA, pero como la DEA es menos corrosiva se
pueden tener concentraciones por peso de hasta 3 5 % mientras con la MEA estas
pueden ser hasta de 20%
Las soluciones de DEA pueden quitar hasta 0.65 moles de gas ácido por mol de
DEA mientras que con la MEA solo se pueden eliminar hasta O 40 por problemas
de corrosión, el resultado de esto es que la tasa de circulación de una solución de
DEA normalmente es ligeramente menor que la de una solución de MEA Mientras
mayor sea la relación H2S/CO2 mayor puede ser la concentración de amina y el
gas que puede eliminar la solución pues el H2S y el Fe reaccionan y forman el
Fe2S3 que se deposita sobre la superficie de! hierro y lo protege de la corrosión
Algunas plantas usan mezclas de glicol y aminas para deshidratación y
desulfurización simultáneas. La solución usada generalmente contiene del 10 al
30% de MEA, del 45 al 85% por peso de TEG y del 5 al 2 5 % por peso de agua
Estos procesos simultáneos son efectivos si las temperaturas no son muy altas y
la cantidad de agua a eliminar es baja
15
La solución pobre, sin H2S, entra a la contactora por la parte superior y el gas
amargo por la parte inferior, el gas dulce sale por la parte supenor y la solución
rica, con azufre, sale por la parte infenor de la contactora
La solución rica se envía a regeneración en la torre regeneradora pero antes de
entrar a ella se precalienta un poco con la solución pobre que ya sale del
regenerador hacia la contactora
En el regenerador la solución nca se calienta y se presenta la mayor parte de la
separación de amina y H2S y/o CO2 : los gases que salen del regenerador se
hacen pasar por un intercambiador para enfriarlos y lograr condensar la amina que
salió en estado gaseoso, la mezcla resultante se lleva a un acumulador de reflujo
donde el H2S y el CO2 salen como gases y la amina líquida se recircula como
reflujo a la torre de regeneración.
Los tanques de almacenamiento y compensación de la MEA deben tener un
colchón de gas para evitar que se establezca contacto con el aire porque se oxida
En el proceso de regeneración de la amina al aplicar calor a la solución nca se
reviertan las reacciones del H2S y el CO2 con las aminas, pero no las reacciones
con e s, CS2 y RSR que producen compuestos insolubles
A continuación se muestra la figura 11 que representa el proceso con aminas
16
FIGURA 1.1
PROCESO CON AMINAS
GasDulce Separador de
salida
Gas ácido
I Filtros Condensador reflujo
■ , Amina Separador deenlrada
Bomba refluio
17
1.2.2 Procesos con carbonato
También conocidos como procesos de carbonato caliente porque usan soluciones
de carbonato de potasio al 25 - 35% por peso y a temperaturas de unos 110 °C
En el proceso de regeneración el KHCO3 reacciona consigo mismo o con KHS,
pero lo hace con el KHCO3 y por tanto se va acumulando el KHS, lo cual le va
quitando capacidad de absorción.
La mayoría de los procesos con carbonato caliente contienen un activador, el cual
actúa como catalizador para acelerar las reacciones de absorción y reducir así el
tamaño de la contactora y el regenerador, estos activadores son del tipo aminas
(normalmente DEA) o ácido bórico
1.3 Procesos de Absorción Física
La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos
procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades
apreciables de contaminantes. Los solventes se regeneran con disminución de
presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de
gas de despojamiento En estos procesos el solvente absorbe el contaminante
pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas,
obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas mayor es la
posibilidad de que se disuelva el gas en la solución
Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados Si el gas a
tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un
solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más
pesados del gas, debido a que estos componentes son liberados del solvente con
los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable El uso de
solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes
condiciones
1 8
Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 0.02 Kg/cm .̂
Concentración de propano o más pesados baja Solo se requiere remoción global
de los gases ácidos (No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado
bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S
Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua
1.3.1 Proceso Selexol
Usa como solvente un dimetil éter de polietilen glicol (DMPEG). La mayoría de las
aplicaciones de este proceso han sido para gases amargos con un alto contenido
de CO2 y bajo de H2S La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 -1 0 veces la
del CO2 , permitiendo la absorción preferencia! del H2S. Cuando se requieren
contenidos de este contaminante para el gas de salida del proceso se le agrega
DIPA al proceso; con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente
con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta
un 85% del CO2
Ventajas del Selexol'
Selectivo para el HjS
No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas
Pocos problemas de corrosión
El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto
tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.
Se estima que remueve aproximadamente el 50 % del COS y el CS2.
Desventajas del Selexol.
Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son
más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son
bastante bajos.
Requiere presiones altas (mayores de O 2 Kg/cm .̂)
19
Solvente más costoso que las aminas
En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y
deposición de azufre en los equipos
Baja remoción de mercaptanos
Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración
1.3.2 Proceso de Lavado con Agua.
Es un proceso de absorción física que presenta las siguientes ventajas como no
hay reacciones químicas los problemas de corrosión son mínimos y el líquido
usado se regenera haciéndolo pasar por un separador para removerle el gas
absorbido, no se requiere aplicación de calor o muy poca, es un proceso bastante
selectivo La principal desventaja es que requiere una unidad recuperadora de
azufre.
El proceso es efectivo a presiones altas, contenidos altos de gases ácidos y
relaciones H2S/CO2 altas. Algunas veces se recomienda combinar este proceso
con el de aminas para reducir costos
En el proceso el gas ácido es enviado de abajo hacia arriba en la torre y hace
contacto con el agua que viene de arnba hacia abajo El gas que sale por la parte
superior de la torre está parcialmente endulzado y se envía a la planta de aminas
para completar el proceso de endulzamiento. El agua que sale del fondo de la
torre se envía a un separador de presión intermedia para removerle los
hidrocarburos disueltos y al salir de éste se presuriza para enviaría a un separador
de presión baja donde se le remueven los gases ácidos y de aquí el agua ya
limpia se recircula a la torre.
1.4 Procesos Híbridos
Los procesos híbridos presentan un intento por aprovechar las ventajas de los
procesos químicos, alta capacidad de absorción y por tanto de reducir los niveles
20
de los contaminantes, especialmente HaS, a valores bajos, y de los procesos
físicos en lo relativo a bajos niveles de energía en los procesos de regeneración
i.4.1Sulfinol
El proceso híbrido más usado es el Sulfinol que usa un solvente físico, sulfolano
(dióxido de tetrahidrotiofeno), un solvente químico DiPA (dlisopropanoi-amina) y
agua Una composición típica del solvente es 40- 40-20 de sulfolano, DIPA y agua
respectivamente La composición del solvente varía dependiendo de los
requerimientos del proceso de enduizamiento especialmente con respecto a la
remoción de COS, RSR y la presión de operación.
Los efectos de la DIPA y el sulfolano para mejorar la eficiencia del proceso son
diferentes. La DIPA tiende a ayudar en la reducción de la concentración de gases
ácidos a niveles bajos, el factor dominante en la parte supenor de la contactora, y
el sulfolano tiende a aumentar la capacidad global de remoción, el factor
dominante en el fondo de la contactora Como los solventes físicos tienden a
reducir los requenmientos de calor en la regeneración, la presencia del sulfolano
en este proceso reduce los requerimientos de calor a niveles menores que los
requendos en procesos con aminas. El diagrama de flujo del proceso sulfinol es
muy similar al de los procesos químicos
Ventajas del Sulfinol
Exhibe excelentes capacidades para la remoción de HzS y CO2 . El sulfinol
como la DEA tiene buena capacidad para remover gases ácidos a presiones
bajas, de 0.05 a O 15 Kg/cm .̂El Sulfinol puede remover COS, RSR y CS 2 sin degradación. La remoción
de estos contaminantes es debida básicamente a la presencia del sulfolano
21
La remoción selectiva del H2S es posible en algunos casos específicos,
especialmente con relaciones CO2/H2S altas y cuando no se requiere la remoción
de eos , RSR o CS2
Desventajas del Sulfinol
No es un proceso comercial Hay que pagar derechos para poderlo aplicar.
El CO2 degrada la DIPA, aunque el producto resultante se puede separar
en un “reclaimer (recuperador de aceite)” Generalmente en el proceso Sulfinol se
usa y trabaja al vacio en lugar de atmosféncannente.
Aunque el sulfoiano no se degrada en el proceso de regeneración se
pueden presentar pérdidas por evaporación.
Debido a la presencia del sulfoiano se presenta absorción excesiva de
hidrocarburos pesados que pueden afectar el proceso de recuperación de azufre.
Un problema en algunas plantas de sulfinol es la formación de un lodo tipo
brea que bloquea intercambiadores y líneas. Este lodo se ha encontrado que se
forma a temperaturas por encima de 7 1.11 °C
1.5 Procesos de Conversión Directa
Estos procesos remueven el H2S y lo convierten directamente a azufre elemental
sin necesidad de unidad recuperadora de azufre Estos procesos utilizan
reacciones de oxidación - reducción que involucra la absorción de H2S en una
solución alcalina. Entre estos métodos está el proceso Stretford y el proceso del
Hierro Esponja.
i.5.1 Proceso Stretford.
Es el más conocido de los métodos de conversión directa y en él se usa una
solución O 4 N de Na2C 0 3 y NaHCOs en agua. La relación es una función del
contenido de C02en el gas Una de las ventajas del proceso es que el CO2 no es
afectado y continua en el gas, lo cual algunas veces es deseable para controlar el
poder calorífico del gas.
22
El gas amargo entra por el fondo de la contactora y hace contacto en
contracornente con la solución del proceso Con este proceso se pueden tener
valores de concentración de H2S tan bajos como 4ppm hasta 1 5 ppm. La solución
permanece en la contactora unos 10 minutos para que haya contacto adecuado y
se completen las reacciones y luego al salir por el fondo se envía a un tanque de
oxidación, en el cual se inyecta oxígeno por el fondo para que oxide el H2S a
Azufre elemental; el mismo oxígeno inyectado por el fondo del tanque de
oxidación envía el azufre elemental al tope del tanque de donde se puede
remover.
Ventajas del Proceso
Buena capacidad para remover H2S Puede bajar su contenido a menos de
2ppmProceso Selectivo no remueve CO2 .
No requiere unidad recuperadora de azufreBajos requisitos de equipo No requiere suministro de calor ni expansión
para evaporaciónEl azufre obtenido es de pureza comercial pero en cuanto a su color es de
menor calidad que el obtenido en la unidad recuperadora de azufre
Desventajas del ProcesoEs complicado y requiere equipo que no es común en operaciones de
manejo.El solvente se degrada y el desecho de algunas corrientes que salen del
proceso es un problema, está en desarrollo un proceso que no tiene corrientes de
desecho
Los químicos son costosos
El proceso no puede trabaja Las plantas son generalmente de baja capacidad y el manejo del azufre es
El proceso no puede trabajar a presiones mayores de 0.2 Kg/cm .̂
difícil
23
1.5.2 Proceso del Hierro Esponja.
Este proceso es aplicable cuando la cantidad de H2S es baja (unas 300 ppm) y la
presión también Requiere la presencia de agua ligeramente alcalina
Es un proceso de adsorción en el cual el gas se hace pasar a través de un lecho
de madera triturada que ha sido impregnada con una forma especial hidratada de
Fe2 0 3 que tiene alta afinidad por el H2S La reacción química que ocurre es la
siguiente
Fe20s + 3 H2S -------------------------------► Fe2S3 + 3 H2O
La temperatura se debe mantener por debajo de 120 °F pues a temperaturas
superiores y en condiciones ácidas o neutras se pierde agua de cnstalización del
óxido férrico
El lecho se regenera circulando aire a través de él, de acuerdo con la siguiente
reacción-
2Fe2S3 + 3 O2 ------------------------------- ► 2F6203 + 6S
La regeneración no es continua sino que se hace periódicamente, es difícil y
costosa, además el azufre se va depositando en el lecho y lo va aislando del gas
El proceso de regeneración es exotérmico y se debe hacer con cuidado,
inyectando el aire lentamente, para evitar que se presente combustión
Generalmente, después de 10 ciclos el empaque se debe cambiar
En algunos diseños se hace regeneración continua inyectando O2 al gas amargo
24
- Regeneración difícil y costosa
- Pérdidas altas de presión
- Incapacidad para manejar cantidades altas de S
-Problemas para el desecho del S pues no se obtiene con la calidad adecuada
Una versión más reciente de adsorción química con óxido de hierro utiliza una
suspensión de este adsorbente, la cual satura un lecho de alta porosidad que se
utiliza para garantizar un contacto íntimo entre el gas amargo y la suspensión de
óxido de hierro. El proceso sigue siendo selectivo ya que solamente adsorbe el
H2S y no el CO2 , por tanto se puede usar para remover H2 S cuando hay presencia
de CO2 ; pero tiene la ventaja que en la reacción no produce SO2 .
El gas proveniente de un separador gas-líquido se hace pasar por un despojador
de entrada con el fin de hacerle una remoción adicional de líquido que no se pudo
retirar en el separador Gas-líquido; al salir del despojador el gas está saturado con
los componentes condensables y se hace pasar por un sistema de calentamiento
para que cuando entre a la torre esté subsaturado con tales componentes y así
evitar que en la contactora el gas pueda llevar líquidos que afectarían el proceso,
del sistema de calentamiento el gas entra a la contactora por su parte inferior.
Luego se tiene un empaque con anillos de polipropileno de una alta porosidad,
sostenido en su parte infenor y supenor por mamparas horizontales de acero
perforados para permitir el paso del Gas. La porosidad de este empaque es de
más del 90% y su función es servir como medio para que la lechada de óxido de
hierro y el gas establezcan un contacto íntimo. La torre además dispone de
conexiones para inyección de químicos en caso de que sea necesario para
mejorar el proceso y válvulas de muestreo para verificar el nivel de lechada en el
empaque
Las principales desventajas de este proceso son
25
La lechada se prepara en el tanque de mezcla con agua fresca y polvo de óxido
de hierro en una proporción 4 a 1 por volumen, para garantizar una buena
suspensión del óxido en el agua ésta se recircula con la bomba por el fondo al
tanque a través de boquillas mientras se agrega el óxido por la parte supenor. Una
vez lista la suspensión se inyecta al empaque de la torre y cuando el proceso está
en marcha el gas se encargará de mantener las partículas de óxido de hierro en
suspensión
Además del H2S que se le remueve al gas durante el proceso en él también se le
retira parte del vapor de agua; de todas maneras el gas que sale de la contactora
generalmente pasa a una unidad de deshidratación. Cuando el gas empieza a salir
con un contenido alto de H2S, o sea cuando la suspensión ha perdido efectividad
para removerlo, se debe proceder a! cambio de lechada de la siguiente manera, se
cierra la entrada de gas ácido al despojador de entrada, se despresuriza la torre a
unas 0.05 Kg/cm ,̂ se remueve la lechada gastada de la contactora a través de
una válvula de drenaje para ello, manteniendo la torre presurizada con un colchón
de gas a O 05 Kg/cm ,̂ después de retirada la lechada agotada se despresuriza
completamente la torre y se inyecta la nueva suspensión que ya se ha preparado
en el tanque de mezcla.
Esta operación dura unas dos horas y para evitar parar el proceso se deberán
tener dos contactoras
1.6 Procesos de Absorción en Lecho Seco (Adsorción)
En estos procesos el gas amargo se hace pasar a través de un filtro que tiene
afinidad por los gases ácidos y en general por las moléculas polares presentes en
el gas entre las que también se encuentra el agua. El más común de estos
procesos es el de las mallas moleculares aunque algunos autores también
clasifican el proceso del hierro esponja en esta categoría.
26
Aunque son menos usados que los procesos químicos presentan algunas ventajas
importantes tales como Simplicidad, alta selectividad (solo remueven H2S) y la
eficiencia del proceso no depende de la presión Se aplica a gases con
concentraciones moderadas de H2S y en los que no es necesano remover el CO2
1.6.1 Proceso con Mallas Moleculares.
Es un proceso de adsorción física similar al aplicado en los procesos de
deshidratación por adsorción (se consideran muy costosos). Las mallas
moleculares son prefabncadas a partir de aluminosilicatos de metales alcalinos
mediante la remoción de agua de tal forma que queda un sólido poroso con un
intervalo de tamaño de poros reducido y además con puntos en su superficie con
concentración de cargas, esto hace que tenga afinidad por moléculas polares
como las de H2S y H2O; además debido a que sus tamaños de poro son bastante
unifonnes son selectivas en cuanto a las moléculas que remueve. Dentro de los
poros la estructura cristalina crea un gran número de cargas polares localizadas
llamadas sitios activos
Las moléculas polares, como las de H2S y agua, que entran a los poros forman
enlaces iónicos débiles en los sitios activos, en cambio las moléculas no polares
como las parafinas no se ligarán a estos sitios activos; por lo tanto las mallas
moleculares podrán endulzar y deshidratar simultáneamente el gas
Las mallas moleculares están disponibles en vanos tamaños y se puede tener
una malla molecular que solo permita el paso de moléculas de H2S y H2O pero no
el paso de moléculas grandes como hidrocarburos parafínicos o aromáticos Sin
embargo el CO2 es una molécula de tamaño similar a las de H2S y agua y aunque
no es polar puede quedar atrapada en los poros por las moléculas de HzS y agua,
aunque en pequeñas cantidades y bloqueará los poros.
27
El principal problema con el CO2 es que al quedar atrapado reduce los espacios
activos y por tanto la eficiencia de las mallas para retener H2S y agua
Los procesos con mallas moleculares se realizan a presiones moderadas, es
común presiones de unas O 22 Kg/cm ̂ Las mallas se regeneran circulando gas
dulce caliente a temperaturas entre 148 9 y 204.4 °C No sufren degradación
química y se pueden regenerar indefinidamente, sin embargo se debe tener
cuidado de no dañarlas mecánicamente pues esto afecta la estructura de los
poros y finalmente la eficiencia del lecho. La principal causa de daño mecánico
son los cambios bruscos de presión o temperatura cuando se pasa la contactora
de operación a regeneración o viceversa
El uso de mallas moleculares en endulzamiento está limitado a volúmenes
pequeños de gas y presiones de operación moderadas; debido a esto su uso es
limitado en procesos de endulzamiento Se usan generalmente para mejorar el
endulzamiento o deshidratación realizado con otros procesos o para
deshidratación de gases dulces cuando se exigen niveles muy bajos de agua, por
ejemplo gas para procesos cnogénicos.
El gas amargo entra por la parte superior y sale por la infenor El lecho se
regenera circulando una porción del gas endulzado, precaíentado a una
temperatura de 204.4-315 5 °C o más, durante unas 1,5 horas para calentar el
lecho Cuando la temperatura del lecho aumenta, éste libera el H2S adsorbido a la
corriente del gas regenerador; este gas ai salir de la torre es generalmente
quemado.
Las mallas moleculares son poco usadas, pero se pueden aplicar cuando la
cantidad de gas a tratar es baja; además se pueden usar como complemento en
procesos de endulzamiento y y/o cuando se requieren contenido muy bajos de
agua
28
Las mallas moleculares se usan también para tratar volúmenes grandes de gas
pero con contenidos bajos de contaminantes ácidos Una innovación reciente del
proceso con mallas moleculares permite la remoción selectiva de HaS en
presencia de CO2
Ventajas
Son económicamente favorables para endulzar gases con bajo contenido de H2 S.
Pueden ser muy selectivas y dejar casi el 100% de CO2
Cuando hay presencia de agua pueden endulzar y deshidratar simultáneamente
Desventajas.
El gas que sale de la regeneración en algunos casos no se puede mezclar con los
gases de combustión del proceso de incineración. Se puede formar COS en la
malla molecular por reacción entre el CO2 y el H2S y por lo tanto en el proceso de
regeneración se va a obtener un gas de salida que no estaba presente en el gas
amargo.
Además de que es un proceso demasiado costoso para llevarse a cabo.
29
CAPITULO II
CORRIENTES DE HIDROCARBUROS AMARGOS
11.1 GASOLINA
La gasolina es una mezcla de hidrocarburos derivada del petróleo que se utiliza
como combustible en motores de combustión interna con encendido por chispa
convencional, así como en estufas, lámparas, limpieza con solventes y otras
aplicaciones. En Argentina, Paraguay y Uruguay, la gasolina se conoce como
«nafta» (del árabe «naft»), y en Chile, como «bencina».
Tiene una densidad de 680 g/L (un 20 % menos que el gasoil, que tiene 850 g/L).
IL1.1 Componentes
La gasolina se obtiene del petróleo en una refinería En general se obtiene a partir
de la nafta de destilación directa, que es la fracción líquida más ligera del petróleo
(exceptuando los gases). La nafta también se obtiene a partir de la conversión de
fracciones pesadas del petróleo (gasoii de vacío) en unidades de proceso
denominadas FCC (craqueo catalítico fluidizado) o hidrocraqueo. La gasolina es
una mezcla de cientos de hidrocarbonos individuales desde C4 (butanos y
butenos) hasta Cu como, por ejemplo, el metilnaftaleno
11.1.2 Características
Deben cumplirse una sene de condiciones, unas requeridas para que el motor
funcione bien y otras de tipo ambiental, ambas reguladas por normas en la
mayoría de los países. La especificación más característica es el índice de octano
30
( MON, "motor octane number", RON "research octane number" o el promedio de
los anteriores que se llama PON "pump octane number") que indica la resistencia
que presenta el combustible a producir el fenómeno de la detonación.
11.1.3 índice de octanos
El octanaje indica la presión y temperatura a que puede ser sometido un
combustible carburado mezclado con aire antes de auto-detonarse al alcanzar su
temperatura de autoignición Hay distintos tipos de gasolinas comerciales,
clasificadas en función de su número de octano.
La gasolina más vendida en Europa (2004) tiene un MON mínimo de 85 y un RON
mínimo de 90
11.1.4 Composiciones químicas
Normalmente se considera nafta a la fracción del petróleo cuyo punto de ebullición
se encuentra aproximadamente entre 28 y 177 °C (varía en función de las
necesidades comerciales de la refinería) A su vez, este subproducto se subdivide
en nafta ligera (hasta unos 100 °C) y nafta pesada (el resto)
La nafta ligera es uno de los componentes de la gasolina, con unos números de
octano en torno a 70 La nafta pesada no tiene la calidad suficiente como para ser
utilizada para ese fin, y su destino es la transformación mediante reformado
catalítico, proceso químico por el cual se obtiene también hidrógeno, a la vez que
se aumenta el octanaje de dicha nafta
Además de la nafta reformada y la nafta ligera, otros componentes que se usan en
la formulación de una gasolina comercial son la nafta de FCC, la nafta ligera
isomerizada, la gasolina de pirólisis desbencenizada, butano, butenos, MTBE,
ETBE, alquílate y etanol Las fórmulas de cada refinería suelen ser distintas
31
(incluso perteneciendo a las mismas compañías), en función de las unidades de
proceso de que dispongan y según sea verano o invierno
La nafta se obtiene por un proceso llamado “fluid catalytic cracking” FCC (a veces
denominada gasolina de FCC) de gasoil pesado. Si no está refinada puede tener
hasta 1 ppm de azufre Tiene alrededor de un 40% de aromáticos y 20% de
olefinas. Sus números de octano (MON/RON) están en torno a 80/93.
La nafta ligera isomerizada (isomerato) se obtiene a partir de la nafta ligera de
destilación directa, mediante un proceso que usa catalizadores sólidos en base
platino/aluminio o zeolíticos . Es un componente libre de azufre, benceno,
aromáticos y olefinas, con unos números de octano (MON/RON) en tomo a 87/89.
La gasolina de pirólisis desbencenizada se obtiene como subproducto de la
fabncación de etileno a partir de nafta ligera Está compuesta aproximadamente
por un 50% de aromáticos (tolueno y xilenos) y un 50% de olefinas (isobuteno,
hexenos) Tiene alrededor de 200 ppm de azufre. El benceno que contiene en
origen suele ser purificado y vendido como matena prima petroquímica. Sus
números de octano (MON/RON) están en torno a 85/105,
El alquilato se obtiene a partir de isobutano y butenos, mediante un proceso que
usa catalizadores ácidos (bien ácido sulfúrico o ácido fluorhídnco). Tampoco tiene
azufre, benceno, aromáticos ni olefinas Sus números de octano (MON/RON)
están en torno a 94/95
11.2 KEROSINA
La Kerosina es una fracción refinada del petróleo crudo utilizada normalmente
para alumbrar, calentar, cocinar, así como combustible para motores diesel,
tractores, cohetes, mecheros y como base para insecticidas Por mucho tiempo
fue empleado para el alumbrado de las casas y largamente conocido como
32
combustible para lámparas Es de color amarillento y es catalogado como un
aceite ligero.
Este denvado del petróleo es recuperado del petróleo crudo por destilación Su
porcentaje de pureza varía de crudo en crudo. Su consumo ha disminuido gracias
a la formación de urbanizaciones, electrificación, y al gran número de substitutos
como el LPG, la energía solar, y algunas convencionales y no tan convencionales
fuentes de energía. El consumo de kerosma, comparado con otras fracciones del
petróleo es menor en países desarrollados que en países subdesarrollados o en
vías de desarrollo. Debido a que es muy frecuente el uso del mismo como
desinfectante y repelente de insectos su disposición sobre el suelo es práctica
normal en los medios rurales
De acuerdo a la composición del crudo y al proceso al que el mismo se someta, la
kerosina obtenida contendrá algunas impurezas que a su vez deben ser tratadas a
fin de mejorar su calidad y utilidad Por ejemplo, la mayoría de los crudos de la
India contienen un alto contenido de aromáticos, mientras que los del Medio-Este
y la mayor parte de los Estados Unidos son bajos en ellos y, más específicamente
los crudos venezolanos se caracterizan por su alto contenido de azufre y goma
Este producto también se usa como agente limpiador, en la cura del tabaco,
secamiento de granos y pasto para forraje y como matena prima en muchos
procesos industriales
11.2.1 PROPIEDADES:
De manera general, la kerosma es un hidrocarburo derivado del petróleo que es
un líquido inflamable, cuyo color varía de incoloro a negro y consiste en una
mezcla compleja de cientos de compuestos diferentes, la mayoría de estos son los
hidrocarburos compuestos que contienen átomos de carbono e hidrógeno,
formando moléculas de hasta 50 átomos de carbono las cuales presentan
33
pequeñas cantidades de azufre, nitrógeno, oxígeno y metales pesados, los cuales
no se encuentran en estado libre sino formando parte de las moléculas de los
hidrocarburos
La masa molecular de la kerosina es de aproximadamente 170 g/mol La
composición aproximada que presenta el mismo se mueve en el intervalo de C 12 -
C 16 , hirviendo normalmente entre ios 150°C y los 235-315°C Por ejemplo, la
kerosina utilizado para la iluminación es un destilado inmediato de crudos
parafinados o mezclados y destilados tratados con solventes de los crudos
aromáticos. Para utilizar en lámparas, un combustible altamente parafinado se
desea ya que los aromáticos y la nafta dan un efecto humeante al arder. Para
evitar la contaminación atmosfénca, el contenido de azufre debe ser bajo.
La composición de la kerosina que haya de utilizarse como aceite combustible es
la siguiente:
a - Carbono: 84%
b-Hidrógeno 16 %
La proporción de azufre no debe exceder de 0 ,125% (por especificación del
gobierno Estadounidense) Su potencia calorífica varía de 11.000 a 11.700
Kcal/Kg. Algunas otras especificaciones del gobierno americano convienen que.
a.- El punto final de destilación sea de 529°C como máximo, y
b.- El un punto de inflamación de 46.1“C como mínimo
Este último es para reducir el riesgo de explosión
Algunas características más generales físicas y químicas del kerosene son las
siguientes-
a.- Presenta un olor característico
b.- Insoluble en agua
c - Densidad 0,80 g/cm^
34
d - PH no existe información
e - Densidad de vapor: 4,5 g/cm ̂
f - Presión de vapor 0,5mm de Hg a 20°C
9 - Punto de Congelación -18°
11.3 DIESEL
En una refinería, el petróleo es convertido a una variedad de productos mediante
procesos físicos y químicos.
El primer proceso al que se somete el petróleo en la refinería, es la destilación
para separarlo en diferentes fracciones La sección de destilación es la unidad
más flexible en la refinería, ya que las condiciones de operación pueden ajustarse
para poder procesar a vanedad amplia de alimentaciones, desde crudos ligeros
hasta pesados. Dentro de las torres de destilación, los líquidos y los vapores se
separan en fracciones de acuerdo a su peso molecular y temperatura de
ebullición
Las fracciones más ligeras, incluyendo gasolinas y gas LP, vaporizan y suben
hasta la parte superior de la torre donde se condensan Los líquidos
medianamente pesados, como la querosina y la fracción diesel, se quedan en la
parte media. Los líquidos más pesados y los gasóleos ligeros primarios, se
separan más abajo, mientras que los más pesados en el fondo Las gasolinas
contienen fracciones que ebullen por debajo de los 200X mientras que en el caso
del diesel sus fracciones tienen un límite de 350“C. Esta última contiene moléculas
de entre 10 y 20 carbones, mientras que los componentes de la gasolina se ubican
en el orden de 12 carbones o menos.
El combustible diesel también se manufactura, en muchos casos, a partir de
mezclas de gasóleos con querosinas, y aceite cíclico ligero, el cual es producto del
proceso de desintegración catalítica fluida
35
En un tiempo, la producción de diesel involucró utilizar lo que quedaba después de
remover productos valiosos del petróleo Hoy en día el proceso de fabricación del
diesel es muy complejo ya que comprende escoger y mezclar diferentes
fracciones de petróleo para cumplir con especificaciones precisas. La producción
de diesel estable y homogéneo requiere de expenencia, respaldada por un estricto
control de laboratorio
11.3.1 índice de cetano
Así como el octano mide la calidad de ignición de la gasolina, el índice de cetano
mide la calidad de ignición de un diesel Es una medida de la tendencia del diesel
a cascabelear en el motor
El n-hexadecano tiene un penodo corto de retardo durante la ignición y se le
asigna un cetano de 100, el heptametiinonano tiene un periodo largo de retardo y
se le ha asignado un cetano de 15
El índice de cetano es un medio para determinar la calidad de la ignición del diesel
y es equivalente al porcentaje por volumen del cetano en la mezcla con
heptametilnonano, la cual se compara con la calidad de ignición del combustible
prueba (ASTM D-613)
La propiedad deseable de la gasolina para prevenir el cascabeleo es la habilidad
para resistir la autoignición, pero para el diesel la propiedad deseable es la
autoignición.
Típicamente los motores se diseñan para utilizar índices de cetano de entre 40 y
55, debajo de 38 se incrementa rápidamente el retardo de la ignición.
En las gasolinas, el número de octano de las parafinas disminuye a medida que se
incrementa la longitud de la cadena, mientras que en el diesel, el índice de cetano
36
se incrementa a medida que aumenta la longitud de la cadena En general, los
aromáticos y los alcoholes tiene un índice de cetano bajo Por ello el porcentaje de
gasóleos desintegrados, en el diesel, se ve limitado por su contenido de
aromáticos
Muchos otros factores también afectan el Indice de cetano, así por ejemplo la
adición de alrededor de un 0.5 por ciento de aditivos mejoradores de cetano
incrementan el cetano en 10 unidades Estos aditivos pueden estar formulados
con base a aiquilnitratos, amil nitratos primarios, nitritos o peróxidos. La mayoría
de ellos contienen nitrógeno y tienden, por lo tanto, a aumentar las emisiones de
NOx. El índice de cetano es una propiedad muy importante, sin embargo existen
otras relevantes que caracterizan la calidad del combustible
11.3.2 Azufre
El azufre existe naturalmente en el petróleo Si éste no es eliminado durante los
procesos de refinación, contaminará al combustible
La reducción del límite de azufre en el diesel a 0.05 por ciento es una tendencia
mundial. La correlación del contenido de azufre en el diesel con las emisiones de
partículas y el SO2 está claramente establecida.
Para poder cumplir con los requerimientos de niveles bajos de azufre, es
necesario construir capacidades adicionales de desulfuración Así como las
unidades de desintegración catalítica (FCC), son primordiales para la producción
de gasolina, la hidrodesintegración es fundamental para la producción de diesel.
En ambos procesos la cuestión se enfoca en la selección de la matena prima
alimentada
Mejorar la calidad del combustible no resolverá el problema de la contaminación a
menos que se imponga un nguroso programa de inspección y mantenimiento para
37
los vehículos viejos con motores a diesel Los grandes emisores del mundo del
diesel son los motores viejos que han recibido un mantenimiento pobre
11.3.3 Densidad y Viscosidad
La inyección de diesel en el motor, está controlada por volumen o por tiempo de la
válvula de solenoide Las variaciones en la densidad y viscosidad del combustible
resultan en variaciones en la potencia del motor y, consecuentemente, en las
emisiones y el consumo. Se ha encontrado, además, que la densidad influye en el
tiempo de inyección de los equipos de inyección controlados mecánicamente.
11.3.4 Aromáticos
Los aromáticos son moléculas del combustible que contienen al menos un anillo
de benceno. El contenido de aromáticos afecta la combustión y de las emisiones
de hidrocarburos poliaromáticos. El contenido de aromáticos influye en la
temperatura de la flama y, por lo tanto, en las emisiones de NOx durante la
combustión
11.3.5 Lubricidad
Las bombas de diesel, a falta de un sistema de lubricación externa, dependen de
las propiedades lubncantes del diesel para asegurar una operación apropiada. Se
piensa que los componentes lubricantes del diesel son los hidrocarburos más
pesados y las substancias polares
Los procesos de refinación para remover el azufre del diesel tienden a reducir los
componentes del combustible que proveen de lubncidad natural A medida que se
reducen los niveles de azufre, el nesgo de una lubricidad inadecuada aumenta
38
11.3.6 EL DIESEL MEXICANO
El diesel producido en las refinerías de Pemex, cumple con estándares de calidad
nacional e internacional y con lo exigido por los motores del parque vehicular de
las compañías automotrices que operan en nuestro país y el de los vehículos de
procedencia y fabncación extranjera
Desde 1986, el diesel que se vende en México ha venido reduciendo
gradualmente los niveles de azufre, hasta llegar a un contenido máximo de 0.5 por
ciento para el diesel desulfurado y para pasar a 0.05 por ciento en el Pemex
Diesel, éste último con un contenido de aromáticos del 30 por ciento y con un
índice de cetano desde 52 hasta 55, superando las especificaciones de este
combustible producido en otros países
Como se puede apreciar en la tabla 11.1 las características del diesel mexicano,
Pemex Diesel, lo sitúan como uno de los mejores del mundo.
TABLA 11.1
ESPECIFICACIONES RESULTADOS PROMEDIO
PemexDiesel
EUAProm.
EUACarb.
Cañadá Alemania Japóns
Azufre,% P Max. 0.021 0 03 0,02 0 027 0.03 0 031. de Cetano. min 53 46 48.2 44 50.6 53
Viscosidad Cinemática @40°C CST 3.0 2.5 2.0 2.58 3.0
Densidad 0.83 0.820-0.860
Aromáticos 22 37 23
39
11.4 GAS NATURAL Y GAS LP
El gas natural arrastra desde los yacimientos compuestos indeseables del gas
como son el ácido sulfhídrico (HaS), bióxido de carbono (CO2) y el agua en fase
gaseosa, por lo que se dice que el gas que se recibe es un gas húmedo, amargo e
hidratado, amargo por los componentes ácidos que contiene, húmedo por la
presencia de hidrocarburos líquidos e hidratado por la presencia de agua que
arrastra desde los yacimientos
Al H2S y al CO2 se le denomina gases ácidos del gas natural En muchos campos
donde es extraído el gas natural la presencia de estos compuestos es elevada los
cuales le dan la denominación de “amargo” al gas natural
El H2S es un gas inflamable, incoloro con un olor característico a huevos podridos
Se lo conoce comúnmente como ácido hidrosulfúrico o gas de alcantarilla La
gente puede detectar su olor a niveles muy bajos Es uno de los principales
compuestos causantes de las molestias por malos olores Por esto se han
desarrollado diferentes procesos que lo eliminan de la corriente contaminada,
como por ejemplo los procesos de tratamiento de gas con aminas en la industria o
la utilización de nitrato cálcico en aguas residuales
El ácido sulfhídnco es extremadamente nocivo para la salud, bastan 20-50 ppm en
el aire para causar un malestar agudo que lleva a la sofocación y la muerte por
sobreexposición Debido a su toxicidad, está ubicado directamente abajo del ácido
cianhídrico (HCN) Es habitual que obreros del sector portuario sean afectados
con resultados fatales cuando se introducen a bodegas que han transportado
productos derivados de la pesca En este caso, la fuente del ácido sulfhídrico son
las proteínas sulfuradas que se degradan liberando el mencionado ácido
La toxicidad del ácido sulfhídnco es parecida a la del cianhídrico Sin embargo a
partir de los 50 ppm tiene un efecto narcotizante sobre las células receptoras de!
olfato y las personas afectadas ya no perciben el hedor A partir de los 100 ppm se
40
puede producir la muerte Como la densidad del sulfhídrico es mayor que la
del aire se suele acumular en lugares bajos como pozos, etc donde puede causar
víctimas A menudo se producen vanos afectados, una primera víctima se cae
inconsciente y luego son afectados también todos los demás que van en su
rescate sin el equipo de protección necesario El sulfhídnco parece actuar sobre
todo sobre los centros metálicos de las enzimas, bloqueándolas e impidiendo de
esta manera su funcionamiento Para un tratamiento se recomienda llevar al
afectado lo más rápidamente posible al aire fresco y aplicar oxígeno puro. Además
el ión sulfuro se combina con la hemoglobina precipitando la asfixia del organismo.
La exposición a niveles bajos de ácido sulfhídnco puede producir irritación de los
ojos, la nariz o la garganta. También puede provocar dificultades respiratorias en
personas asmáticas Exposiciones breves a concentraciones altas de ácido
sulfhídrico (mayores de 500 ppm) puede causar pérdida del conocimiento y
posiblemente la muerte. En la mayoría de los casos, las personas que pierden el
conocimiento parecen recuperarse sin sufnr otros efectos. Sin embargo, algunas
personas parecen sufrir efectos permanentes o a largo plazo tales como dolor de
cabeza, poca capacidad para concentrarse, mala memoria y mala función motora
No se han detectado efectos a la salud en personas expuestas al ácido sulfhídnco
en las concentraciones que se encuentran típicamente en el ambiente (0.00011-
0.00033 ppm) Los científicos no tienen información que demuestre la muerte de
personas envenenadas al ingerir ácido sulfhídrico. Cerdos que ingirieron alimentos
que contenían ácido sulfhídrico sufrieron diarrea por vanos días y perdieron peso
aun después de 105 días.
Los científicos poseen poca información sobre lo que sucede cuando una persona
se expone al ácido sulfhídrico a través de la piel Sin embargo, se sabe que es
necesano tener cuidado con el ácido sulfhídrico en forma de líquido comprimido,
ya que puede causar quemaduras de la piel por congelación
41
A pesar de la alta toxicidad del gas sulfhídrico para los mamíferos hay muchos
microorganismos que toleran elevadas concentraciones de este gas o que incluso
se alimentan de él Así hay teorías que asocian la metabolización del gas
sulfhídrico como existe por ejemplo cerca de fuentes volcánicas subacuáticas con
el desarrollo de la vida en la Tierra
11.5 PROPIEDADES FISICO QUIMICAS DEL HzS
Color Incoloro
Volumen especifico. (21 °C, 1 atm) 11.2 Pie /̂lb
Olor Huevo podrido
Densidad del liquido (0°C) 1 54 g/l
Olor detectable al humano 0.0094 ppm
Solubilidad en agua {20°C) 2.9%
Punto ebullición -61 °C
pH (solución saturada) 4.5
Punto congelamiento -86 °C
Presión vapor (25°C) 15200 mm Hg
Auto ignición 260'C
Densidad del vapor (aire=1) 1.189
Cuando es separado del gas natural mediante el proceso de endulzamiento, es
enviado a plantas recuperadoras de azufre en donde es vendido en forma líquida
para sus diversos usos industriales (producción de pólvora o usos médicos)
Por su parte, el dióxido de carbono es un gas incoloro e inodoro, que a
concentraciones bajas, no es toxico pero en concentraciones elevadas incrementa
la frecuencia respiratoria y puede llegar a producir sofocación Se puede licuar
fácilmente por compresión, sin embargo cuando se enfría a presión atmosférica se
condensa como solido en lugar de hacerlo como liquido
42
El dióxido de carbono es soluble en agua y la solución resultante puede ser acida
como resultado de la formación acido carbonilo, de aquí la propiedad corrosiva
que el CO2 presenta en presencia del agua
Entre los problemas que se pueden tener por la presencia de H2 S y CO2 en un gas
se pueden mencionar
-Toxicidad del H2S
- Corrosión por presencia de H2S y CO2
- En la combustión se puede formar SO2 que es también altamente tóxico y
corrosivo
- Disminución del poder calorífico del gas
- Promoción de la formación de hidratos
- Cuando el gas se va a someter a procesos criogénicos es necesano eliminar el
CO2 porque de lo contrario se solidifica.
- Los compuestos sulfurados (mercaptanos (RSR), sulfures de carbonilo (SCO) y
disulfuro de carbono (CS2)) tienen olores bastante desagradables y tienden a
concentrarse en los líquidos que se obtienen en las plantas de gas, estos
compuestos se deben eliminar antes de que los compuestos se puedan usar
La concentración del H2S en el aire o en un gas natural se acostumbra a dar en
diferentes unidades La conversión de un sistema de unidades a otro se puede
hacer teniendo en cuenta lo siguiente
1 grano = 0,064798 g
Peso molecular del H2S = 34.
ppm (V) = %(V) 104
Donde, %(V) es la concentración en porcentaje por volumen y ppm (V) es la
concentración en partes por millón por volumen
43
Es por estos problemas que el gas amargo tiene que someterse a un proceso de
endulzamiento, además que se maneja en el mercado de combustibles ciertos
requenmientos legales en cuanto a la concentración máxima permitida de H2S (en
un intervalo de (O 229 - O 573 g / 100m^) Las remociones de H2S del gas natural
son acompañadas por la remoción de CO2 y COS si están presentes, debido a sus
características acidas similares
La industria del procesamiento del gas está generando nuevos procesos, con el
objetivo de convertir el gas natural en un combustible aceptable en el mercado a
un menor costo y reduciendo los problemas que se presentan en cada paso
Hasta la fecha, se han desarrollado un sin número de procesos de endulzamiento
caracterizados principalmente por el tipo de absorbente que se emplee
Existen solventes físicos, químicos y lechos solidos como medios de absorción
Algunos de los procesos que emplean estos solventes son-
a) Procesos con disolventes químicos
- Girbotol
- Suiften
- Catacarb
- Benfieid
- Sulfinol
- Lo - cat
- Sulfolin
b) Procesos con disolventes físicos
- Selexon
44
- Rectisol
- Carusorb 200
- Purisol
c) Absorbentes secos
- Fierro esponja
- Oxido de zinc
- Separación de gases por membrana
La aplicación de cada uno de estos procesos está sujeta a las características de la
corriente que se va a tratar Para la selección del proceso más adecuado se deben
considerar los siguientes factores
1) Tipo de contaminantes a remover (H2S, CO2 , mercaptanos, sulfuro de
carbonilo, etc)
2) Concentración de contaminantes en la corriente de alimentación y la
requerida en el proceso
3) selectividad de gas acido, si es necesaria
4) Volumen de gas a manejar, así como su presión y temperatura a las que se
encuentre disponible
A continuación se muestra la tabla II 2, la cual expone algunos de los procesos de
endulzamiento existentes, muestra que tan buena selectividad tienen con el
compuesto indeseable del gas (H2S), manifiesta que los más selectivos son los
procesos con aminas, el proceso sulfinol y el proceso de tamices moleculares.
En la industna el proceso más usado es el proceso con aminas debido a que el
proceso sulfinol no es comercial, hay que pagar derechos para poder usarlo y el
45
proceso de mallas moleculares forman COS que provoca que en el proceso de
regeneración se obtengan un gas de salida que no estaba presente en el gas
amargo.
TABLA 11.2
PROCESOS DE ENDULZAM IENTO DE GASES
Contaminante Aminas(DEA)
Soiv. físicos (Selexoi)
Solv. hibridos (Suifínol)
Carb. Potasio (Benfieid)
Mallasmoleculares
H ¡S Muy bueno Bueno Muy bueno Pobre-Reg Muy bueno
C O 2 M uy bueno Bueno M uy bueno Bueno Muy bueno
C O S Pobre/nada Bueno Bueno Posible Cuidado
R S H (*) No/limitado Bueno Bueno Posible Muy bueno
CS2 No Bueno Bueno Posible
E M S ,D M D S No ... ...
Como se mencionó anteriormente, el proceso de endulzamiento más usado es el
proceso con aminas Para llevar a cabo este proceso es necesano seleccionar la
amina adecuada
Las aminas son compuestos derivados del amoniaco {NH3;, son bases orgánicas
donde uno, dos o tres grupos alquilo pueden ser sustituidos en lugar de los
hidrógenos en el amoniaco para dar aminas primarias, secundarias y terciarias,
respectivamente.
Las aminas se dividen en primarias (monoetanolamina, digliocolamina), en
secundarias (dietanolamina) y terciarias (metildietanoiamina, trietanolamina)
dependiendo del número de sustituciones que se le hagan sobre el nitrógeno.
46
Las aminas se han convertido en sustancias químicas muy importantes ya que son
empleadas como solventes en los procesos de endulzamiento de gas ácido
En un inicio la monoetanolamina (MEA) era la más utilizada en cualquier
aplicación de endulzamiento, después fue sustituida por la dietanolamina (DEA) ya
que daba mejores resultados.
En ios últimos años el uso de metildietanolamina (MDEA) así como las mezclas de
aminas han generado confiabilidad. El uso de estas aminas depende de su grado
de selectividad para la remoción de contaminantes ácidos.
El uso de mezclas de alcanolaminas ha demostrado tener excelentes
características de absorción, así como una capacidad de carga elevada,
velocidades de reacción superiores y requieren menor energía para la
recuperación del solvente.
Ii.6 MONOETALNOLAMINA.
Es un líquido claro, transparente e higroscópico, con ligero olor amoniacal
Intermediario químico en la elaboración de cosméticos, agentes surfactantes,
emulsificantes, antibióticos y productos farmacéuticos, aceleradores de
vulcanización y agentes plastificantes.
Absorbente del ácido sulfhídrico y del bióxido de carbono en la refinación de
hidrocarburos Se emplea en la elaboración de productos para acabado textil,
como suavizantes y pigmentos
Se utiliza para controlar el PH en el proceso de tratamiento de agua
A temperaturas menores a 10 5°C puede solidificarse.
47
11.7 DIETANOLAMINA.
A temperaturas mayores a la del ambiente es un líquido claro y viscoso, con
suave olor amoniacal Absorbente de ácido sulfhídrico y bióxido de carbono en
operaciones de refinación de hidrocarburos Aditivo parade inhibidores de
corrosión y desemulsificante del petróleo
Intermediario en la elaboración de cosméticos, agentes tenso activos empleados
en detergentes para uso domestico y especialidades textiles, insecticidas. Se
emplea para controlar el pH de las emulsiones
Es una amina secundaria comúnmente utilizada en cantidades menores al 3 5 % en
peso, sin embargo, su uso aumenta la posible corrosión en la tubería y equipos de
proceso
Tiene las siguientes ventajas;
• Selectividad hacia el CO2 Y H2 S
• Se usa a presiones altas.
• Volatilidad relativamente baja
• Baja energía de regeneración (relativa inestabilidad de sus productos de
reacción)
A continuación se mencionan en la tabla 11.3 las propiedades físicas de la
dietanolamina
48
TABLA 11.3
PROPIEDADES FISICAS DE LA DIETANOLAMINA
GRAVEDAD ESPECIFICA A 20° C 1.092
COLOR (ESCALA Pt Co) 15
PUNTO DE INFLAMACION (COC) 160° C
PUNTO DE EBULLICION (ISO m.m.) 217° C
PUNTO DE FUSION 28 °C
PUREZA»/. PESO 98.5 MIN.
TRIETANOLAMINA % PESO 1.0 MAX.
MONOETANOLAMINA % PESO 1.0 MAX.
CONTENIDO DE AGUA% PESO (K.F.) 0.2 MAX.
11.8 METILDIETANOLAMINA (MDEA).
Se utiliza en el endulzamiento de las corrientes de gas amargo y en unidades de
recuperación de azufre, para remover selectivamente el sulfuro de hidrogeno y en
menor proporción el dióxido de carbono de las corrientes de gas.
En una amina terciana utilizada en un intervalo de 20 a 50% en peso.
Tiene las siguientes ventajas
• Mayor poder absorbente para el H2 S.
• Requenmientos de energía reducidos
• Alta estabilidad térmica.
• No reacciona con los COS y CS2 .
49
• No requiere ser cambiada constantemente debido a la baja volatilidad y alta
estabilidad
• Menores problemas de corrosión
A continuación se enlistan las consideraciones que se deben tener en cuenta al
elegir el tipo de solvente con el que se trabaja en el proceso de endulzamiento
1. La presión y Temperatura de operación
2 La cantidad de gases ácidos contenidos y los que se desean remover, la
selectividad y las especificaciones del gas a tratar
3. Eliminación de los gases ácidos ( recuperación de azufre, incineración)
4 Contaminantes en el gas de entrada (oxigeno, compuestos de azufre).
5. Preferencias del cliente (capital y costos de operación, eficiencia del
combustible, costos de los solventes, entre otros
11.9 COMPARACIÓN DE AMINAS.
La Dietanolamina (DEA) tiene menos solubilidad que la mono etanol amina (MEA),
en hidrocarburos líquidos, la solubilidad en gasolinas es apenas de 1 0 0 ppm, en
este caso se eligió la DEA, por que a diferencia de la MEA, no se degrada
apreciablemente cuando se usa para tratar corrientes de gas que contienen H2S,
además su efectividad como separadora de mercaptanos es mayor que la de
cualquier otra amina
Una ventaja más de la DEA sobre la MEA es la de su presión de vapor que es
menor y lógicamente las pérdidas por vaporización son menores, ambos procesos
no son selectivos y separan al mismo tiempo el H2S
50
En lo referente a gases ácidos, se prefiere utilizar la MEA para su tratamiento
cuando contiene CO2 , pero para los gases de refinería como en el presente caso,
se elige la DEA, ya que estos gases contienen mercaptanos y H2S con mucha
frecuencia
El equipo de este tipo de planta lo constituye el absorbedor, el contactor y el
regenerador En la Refinería existen dos tipos de absorbedores, uno para gases y
otro para líquidos En estos, los gases y el líquido entran en contacto con la DEA
para separar los gases ácidos En el regenerador la amina se calienta por medio
de vapor para remover los gases ácidos y volverla a recircular. Los gases ácidos
salen por el domo del regenerador para su posterior aprovechamiento
La selección del absorbente apropiado para utilizarlo en el tratamiento requiere
una cuidadosa evaluación de la composición del gas alimentado, así como de los
demás factores que pudieran tener interferencia en la eficiencia del proceso
Algunas consideraciones al respecto son-
• Efecto de H2S y la reacción de este componente
• Influencia de los mercaptanos, bisulfito de carbono, hidrocarburos pesados y
aromáticos
La MDEA elimina selectivamente al ácido sulfhídrico de las comentes acidas, tiene
una alta estabilidad térmica y un bajo potencial a la degradación, lo que conlleva a
tener una disminución en la inyección de amina fresca al sistema, también es
menos corrosiva que las dos aminas anteriores (MEA y DEA), lo que trae consigo
una disminución en el uso de inhibidores de corrosión, mantenimiento a los
equipos, tuberías de! sistema y por supuesto disminución de los costos de
operación
51
11.10 SELECCIÓN DE LA MDEA PARA TRATAMIENTO DE GAS
COMBUSTIBLE Y LPG AMARGO.
La MDEA es una amina terciana, es menos básica, y se puede utilizar en
concentraciones perceptiblemente más altas, esto debido a que tiene mayor
capacidad de reaccionar con todo el H2S
Otras características benéficas de la MDEA dan lugar a la disminución de capital
para las nuevas unidades, una selectividad más alta que las aminas primarias y
secundarias y costos energéticos más bajos, ya que la MDEA también presenta
ahorro de la energía suministrada al rehervidor por lo tanto, un mayor
aprovechamiento del condensador. Es altamente selectiva para la absorción del
H2S cuando se compara contra el CO2 , dando tasas más bajas de la circulación y
un gas ácido de mayor calidad para recirculando en la unidad de recuperación del
azufre.
La propuesta para hacer el cambio de amina (MDEA por DEA) influye
pnncipalmente en los costos que este implica, ya que la MDEA es más cara que la
DEA, en la planta hidrodesulfuradora de destilados intermedios, sena benéfico en
cuanto a la reducción de corrosión, consumo de amina y se tendría una mejor
absorción en la eliminación del H2S que traería consigo productos de mayor
calidad. Siempre y cuando opere bajo condiciones apropiadas.
A continuación la tabla 11.4 muestra comparaciones sobre algunas de las aminas
mencionadas anteriormente y la cual muestra lo que anteriormente se mencionó la
MDEA tiene mayor selectividad con el H2S que la DEA y ésta, a su vez, mas que
la MEA.
Aunque la amina a usar es la DEA ya que como se menciono es más económica y
es la más usada actualmente.
52
TA B LA 11.4
SELECTIVIDAD DE LAS AMINAS CON RESPECTO AL HzS
Amina n/íEA DEA DGA MDEAConcentración (% wt) Í5-25 25-35 50-70 30-50
Carga gas ácido
Scf gas acido / galón amina 3 ,1 -4 ,3 3,8-5,0 4,7-6,6 amplio
mol gas a c id o /m o l amina 0 M 4 0,3-0,4 0,3-0,4 amplio
Corrosividad (degradación) mayor <MEA <DEA menor
Presión parcial gases ácidos Baja-Alta Media-Alfa Baja-Alta Baja-Alta
Absorción HC media media alta baja
Selectividad H2S no >MEA no alta
De las comentes de hihrocarburos amargos mencionadas antenormente, cabe
mencionar que solo se tomara en cuenta las corrientes de gas natural y gas LPG,
ya que el proceso con el que se va a trabajar “Proceso Girbotol” solo trabaja con
estas corrientes Las otras con-ientes son sometidas a otros procesos diferentes
para eliminar ios contaminantes que contienen.
53
CAPITULO ni
SISTEMAS DE ELIMINACION DE HzS (PURIFICACION)
El proceso Girbotol o método de absorción por aminas es un proceso para la
eliminación del ácido sulfhídnco de una mezcla gaseosa o líquida
La DEA es una amina orgánica altamente básica, se deja fluir por pasos estrechos
a través de una torre en donde se pone en contacto directo con el ácido sulfhídrico
(H2S) para absorberlo del gas que se desea purificar, el cual va subiendo por la
torre.
La DEA contaminada con el ácido sulfhídnco (H2S) se manda como flujo de
alimentación a la torre regeneradora, la cua! tiene la función de separar ácido
sulfhídrico (H2S) de la DEA
Después de esto la amina se regresa a la parte superior de las torres de
absorción
Las plantas enduradoras de gas seco y de gas licuado de petróleo (LPG), con
alcanolaminas son las responsables de proporcionar combustibles dentro de
especificación en lo que a ácido sulfhídnco se refiere
Este compuesto trae como consecuencia el detenoro prematuro de líneas,
accesonos y equipos, debido a una corrosión severa
El proceso de absorción y regeneración a base de aminas, es sencillo, pero
requiere una supervisión constante de su operación para garantizar un adecuado
54
funcionamiento. Los problennas operacionales en las unidades de amina son
específicos y muy variados.
La mayoría de ellos pueden estar agrupados dentro de cuatro categorías
generales como: contaminación, espumación, sales estables al calor y corrosión
Sin embargo todas están relacionadas e interactúan, causando pérdidas de amina
y reducción del tiempo de operación de la planta. De modo que estos problemas
incrementan la degradación de la amina y los costos de operación de la unidad
El método en donde se emplea la DEA es el más usado en la industna del petróleo
para la purificación de los gases naturales y de refinería, y recuperar el ácido
sulfhídrico para la fabricación de azufre.
Los conceptos más elementales parecen olvidarse y sus consecuencias pueden
ser de grandes proporciones Para el caso especifico de la sección de
endulzamiento de la U-600 Hidros 1 de la refinería Miguel Hidalgo, es necesario
realizar acciones inmediatas para mejorar la operación de esta planta.
III.1 RECUPERACIÓN DE AZUFRE.
La eliminación del H2S que acompaña al gas que se separa en la destilación
atmosfénca, y que está sobre todo presente en el gas resultante de los procesos
de hidrotratamiento, es indispensable para evitar emisiones de azufre durante el
quemado de dicho producto como combustible de la propia refinería
El H2S separado se procesa en unidades donde primeramente se realiza una
combustión parcial del mismo para generar una proporción adecuada de SO2 , que
enseguida se hacen reaccionar catalíticamente para generar azufre elemental
55
111.2 OBJETIVO DE l_A PLANTA DE TRATAMIENTO CON AMINA EN LA U-600.
La planta ha sido diseñada para eliminar el ácido sulfhídrico por absorción con
DEA, de los hidrocarburos procedentes de las plantas hidrodesulfuradoras; esto
en la sección de tratamiento
En esta sección los hidrocarburos gaseosos y líquidos se tratan con una solución
de DEA al 20% en peso, en un absorbedor y en un contactor respectivamente La
solución de DEA rica se regenera y recircula al proceso, de manera que solo se
reponen las pérdidas propias del mismo
111.3 DESCRIPCIÓN DE FLUJO.
La U-600 está formada por dos secciones, una de tratamiento de productos
amargos y otra de fraccionamiento. Esta última está constituida por un tren de
fraccionamiento de ligeros y otro para pesados.
111.4 SECCIÓN DE TRATAMIENTO.
La finalidad de esta sección es eliminar el ácido sulfhídrico de las corrientes de
gases amargos, provenientes de las plantas hidrodesulfuradoras; así como de las
corrientes de gasolina amarga que proviene de la planta hidrodesulfuradora de
naftas.
m.5 TRATAMIENTO DE GAS AMARGO DA-601
El gas amargo generado en las unidades 400, 700 y 800 llegan hasta el FA-601,
tanque separador, a una presión de 4.9 kg/cm .̂ El gas amargo pasa a través de
una malla separadora de niebla para eliminar las últimas trazas de líquido. Del
tanque separador sale hacia la DA-601 (torre absorbedora de gas amargo).
56
La temperatura de gas ácido a la entrada del absorbedor es de 33 El
absorbedor de gas ácido cuenta con 30 platos tipo válvula de un paso Las
condiciones de operación en la parte superior son de 43.3 °C, 4 2 kg/cm^ y en el
fondo se registran 52 °C, 4.85 kg/cm^.
La solución de DEA y el gas ácido entran a la torre por secciones opuestas La
primera se alimenta en el plato 3; en tanto que la corriente de gas se introduce por
abajo del plato 30; de manera que los gases ascienden a lo largo de la columna y
en contacto con ellos la solución de DEA va absorbiendo el ácido sulfhídrico, al
descender hasta el fondo de la torre
Los gases antes de salir de la columna, en los últimos dos platos que atraviesan (1
y 2 ), son lavados con agua que se recircula permanentemente al plato 1 de la torre
la bomba GA-603/R de 95 LPM (litros por minuto) a 8 2 kg/cm^ en la descarga de
esta bomba se introduce el agua de reposición.
Para evitar condensación de hidrocarburos que ocasionen espumado en la torre,
se recomienda una temperatura de 43 3° C en la solución de DEA, es decir 10 °C
arnba de la temperatura del gas amargo.
Por otra parte, la concentración máxima de ácido sulfhídrico en la DEA rica debe
ser O 4 mol de gas ácido por mol de DEA, para evitar aumentar la corrosión de la
solución
El gas combustible abandona por el domo de la torre DA-601 hacia la red de gas
combustible de la refinería Miguel Hidalgo. Para efectos de análisis se cuenta con
una toma de muestra normal. La torre está protegida con una válvula de
seguridad.
La alimentación de la solución de DEA a la torre DA-601, se mantiene por medio
de un controlador de flujo Esta corriente procede del reactivador de DEA, DA- 603
57
y es manejada por la bomba GA-601/R de 3500 LPM (litros por minuto) a 11.2
Kg/cm ̂ Antes de llegar la comente al absorbedor, pasa a través del filtro FD-605,
para mantener la solución libre de sólidos que se van produciendo por la acción
corrosiva de esta solución y la degradación que sufre la DEA durante la
reactivación
La solución de DEA nca va al separador de hidrocarburos FA-603 a una
temperatura de 52°C.
fll.6 TRATAMIENTO DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS TORRE DA-602.
Del acumulador FA-406 de la torre DA-401 de la planta hidrodesulfuradora de
naftas parte de la corriente de hidrocarburos líquidos, llega a la torre contactora
DA-602 a 43 “C y 22 5 Kg/cm^ Las condiciones de operación en la parte superior
de esta torre son 45°C y 19 Kg/crrf y en la parte infenor 50°C y 21 5 Kg/cm^
La torre contactora esta empacada con 6.9925 m̂ de anillos Rasching de
cerámica de una pulgada que ocupa una altura da 10.7 mts.
La alimentación de los hidrocarburos se hace por un distribuidor aproximadamente
de 500 agujeros de O 635 cm de diámetro con el fin de dispersar esta fase en el
seno de la solución de DEA, que se alimenta por la parte superior con otro
distribuidor.
A fin de alcanzar una distribución adecuada para el contacto líquido-líquido, la
relación volumen de DEA / Hidrocarburo es de 1 3.7
En la parte superior de la torre se mantiene la interfase a 1.2192 mts, a partir de
donde termina el lecho empacado
Este flujo sale por el fondo y se reúne con la corriente de DEA rica que viene del
absorbedor hacia el tanque separador FA-603
58
La alimentación de solución de DEA al contactor se hace por control de flujo
suministrado por la bomba GA-616/R que está en sene con la GA-601/R El flujo
se filtra en FD-604 antes del contactor
La caída de presión a través del filtro es de aproximadamente O 7 Kg /cm2 La
alimentación al contactor, puede hacerse sin pasar por el filtro Los Hidrocarburos
líquidos salen del contactor al tanque separador de amina FA-602 En donde se
separa la solución de DEA que haya sido arrastrada por el hidrocarburo.
El tanque separador de amina FA-602 es de acero al carbón con una capacidad
de 5450 litros, los hidrocarburos salen libremente de este tanque al acumulador de
carga de la torre despropanizadora en la sección de fraccionamiento.
La interfase de este tanque FA-602 se mantiene a 30.5 cm de nivel, con un flujo
regulado de solución de DEA que sale por la parte infenor reuniéndose con la
corriente de DEA rica procedente de! absorbedor, por lo cual también va al tanque
separador de Hidrocarburos FA-603
En el tanque separador FA-603 de 33000 litros de capacidad se forma una fase de
hidrocarburos cuya interfase con la solución de DEA nca se mantiene a 1.06 mts
de nivel mediante un flujo regulado de DEA rica que sale del tanque y pasa a
través del filtro FD-601 y del intercambiador de calor DEAnca-DEApobre EA-601
para alimentar a la torre DA-603 para reactivar la DEA
En el acumulador FA-603 los hidrocarburos líquidos derraman por una mampara
interna de 1 67mts de altura y salen por la parte inferior del tanque al drenaje, en
cada purga que se haga.
La corriente de gases separados en el tanque, sirve para mantener 4 4 Kg/cm^ en
este punto por medio de un controlador de presión. Este controlador regula el flujo
de dos comentes de gas dulce
59
Los equipos de proceso para este tipo de sistemas se diseñan con el objeto de
realizar las operaciones apropiadas de transferencia con un consumo mínimo de
energía y capital.
En el absorbedor DA-601 y el contactor DA-602 amina-LPG, se elimina el H2S de
la comente de hidrocarburos C3/C4 líquido por contacto con una solución 20 % en
peso de DEA Las reacciones químicas efectuadas son'
2 R2NH + H2S ----------------------- ► (R2NH2)2S
(R2 NH2)2S + H2S ------------------- ► 2 (R2 NH2 )HS + calor
La reacción es exotérmica y reversible bajo condiciones de operación adecuadas,
puede efectuarse en cualquier dirección
En el contactor la temperatura de operación es relativamente baja y la presión
relativamente alta, causando que la reacción se efectué de izquierda a derecha
En la reactivadora DA-603 la temperatura es relativamente alta y la presión
relativamente baja, causando que la reacción sea de derecha a izquierda Debido
a que es una reacción en equilibrio, la reacción nunca se lleva a cabo al 1 0 0 % en
ninguna dirección (como consecuencia, siempre hay algo de H2S en el producto
LPG purificado o en el gas combustible) y siempre hay algo de H2S en la solución
pobre de DEA del fondo de la reactivadora DA-603.
El nivel de solución DEA/H2 S del contactor de amina está controlado en el fondo
de la torre
60
Como el contactor de LPG opera totalmente lleno de líquido, se desarrolla una
interfase en el domo del contactor. Por lo tanto, la extracción de la solución
DEA/H2S del fondo se usa para controlar el nivel de la interfase en el domo
La interfase se provoca por la diferencia en gravedad específica entre el LPG y
DEA El LPG (mas amina arrastrada) sale del domo del contactor a un tambor
separador de amina La amina se asienta y sale del fondo de la DA-602, mientras
el LPG purificado sale por el domo y se envía a fraccionamiento de C3 - C4
La solución de DEA/ H2S circula al reactivador de DEA donde el H2S se elimina
como producto gaseoso ácido del sistema del domo.
La amina reactivada (pobre) sale del fondo de la torre y se recircula a la DA-601 y
DA-602. La producción de gas ácido del sistema es cercana a 6 11 m /̂seg
La presión del sistema de reactivación se selecciona para permitir una economía
de vapor de media para recalentamiento mientras se dispone de una presión del
acumulador FA-604 de reflujo suficiente para que fluya el gas ácido a la planta de
azufre.
El vapor de media presión del rehervidor y tiene la ventaja de una temperatura
suficientemente baja
Se suministra alimentación de agua de calderas de media presión a la salida del
rehervidor para diluir la solución circulante a 20% en peso de DEA
III.7 REGENERACION DE DIETANOLAMINA.
La solución de DEA rica que sale por el separador y pasa a través del filtro FD-601
con una caída de presión de O 7 kg/cm^
61
La comente de DEA rica pasa por el intercambiador EA-601 A/B de DEA rica -
DEA pobre por el lado de los tubos, en donde se calienta de 52°C a 93°C al recibir
36504.93 MJ/hr, que cede la DEA pobre, este se enfría de 121 °C a 79°C
La alimentación a la torre DA-603 se hace en el plato 3 con objeto de no favorecer
la desorción del ácido sulfhídrico, ya que en este equipo existe una presión de
0.84 kg/cm2 en la parte superior.
La torre DA-603 posee 20 platos, los dos primeros son de tipo válvula de un paso,
y del 3 al 20 son de tipo válvula de 2 pasos las condiciones en la parte superior
son de 120 °C y O 85 Kg/cm^ man y en el fondo son de 121 °C y 1.1 Kg/cm^.
La solución de DEA llega hasta el plato 20, sale de la torre en dos corrientes cada
una a un cuerpo del rehervidor tipo caldera “kettie”; de donde se retornan de cada
cuerpo dos corrientes en equilibrio una gaseosa y una líquida que permite
mantener un nivel dentro del rehervidor y al mismo tiempo favorece la separación
de la fase gaseosa.
Del rehervidor se alimenta al fondo de la torre DA-603 para conservar un nivel de
2 mts aproximadamente. De esta forma se suministran en total 53544.08 MJ/hr.
por medio de vapor de baja presión para poder calentar el líquido de 118 °C
a 121°C y generar 24493.9 kg/hr de vapor de agua que servirán para realizar la
reactivación.
El flujo de condensado generado se controla en cada cuerpo del rehervidor de
acuerdo al flujo de vapor de calentamiento que se introduzca.
El vapor generado en el rehervidor, va ascendiendo por la columna
simultáneamente, la solución de DEA rica desciende desde la alimentación, de
manera que la reacción de desorción de ácido sulfhídrico se realiza al condensar
parte de este vapor y aprovechar el calor latente de vaponzación
62
El resto de vapor va arrastrando el ácido sulfhídrico hasta el plato 3, en donde
prácticamente dicho vapor ha sido condensado, así que en el plato 1 se alimenta
el agua de lavado que sirve para eliminar trazas de solución que arrastra el gas
ácido
De! domo de la torre DA-603 sale el gas ácido y el vapor que va al condensador
EA-604 A/B, formado por dos cuerpos.
En el condensador la mezcla gaseosa cede 2110 1.1 MJ/ hr, por lo que el vapor
condensa y la temperatura desciende de lOG^C a 43°C. El flujo de gases va en
paralelo por el lado de la coraza con el agua que circula al lado de los tubos.
El flujo de agua y gas ácido va al acumulador de reflujo, el FA-604, tanque de
1670 litros de capacidad. Está provisto de una malla separadora de niebla, por la
cual pasa el gas ácido a fin de separar las últimas gotas de agua.
El tanque se mantiene a 0.7 kg/cm ̂ man por medio de un controlador de presión
que regula la salida del gas ácido que va a la planta de azufre. La temperatura del
gas ácido a la salida es de 43 °C
También cuenta con una toma de muestras Y por la parte inferior del acumulador
sale el agua, que por medio de la bomba GA-602/R a 6.2 kg/cm ,̂ se alimenta al
control de nivel del tanque al plato 1 de la torre DA-603 como agua de lavado
La solución de DEA pobre que sale del fondo de la torre DA-603 va a la sección de
destilación.
La solución de DEA pobre pasa por el intercambiador EA-601A/B en donde cede
36504.93 MM de J/hr y se enfría de 121 °C a 79 °C para precalentar la
alimentación a la torre DA-603
63
La solución de DEA pobre antes de entrar nuevamente al proceso se enfría en el
EA-602 AB de 79 °C a 43°C al ceder 30385.6 M J/hr al agua de enfriamiento que
eleva su temperatura de 32 °C a 46°C
La DEA pobre pasa por el lado de la coraza de ambos cuerpos en sene y el agua
por el lado de los tubos
La solución de DEA pobre que sale del enfriador EA-602 va a la bomba GA-601R
a 11 2 kg/cm ̂ man de recirculación de DEA a la torre absorbedora DA-601 a
través del filtro FD-605 y en esta forma se completa la recirculación de DEA para
el tratamiento de gas amargo como se muestra en la figura II11
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111.8 PREPARACIÓN DE LA SECCIÓN DE TRATAMIENTO PARA SU
ARRANQUE.
El proceso de arranque de sección de amina de la unidad 600 consiste en llenar el
sistema con solución de DEA, es necesano que previamente se introduzca vapor
durante un tiempo suficiente para eliminar el aire que se encuentra en los equipos.
Una vez eliminado el aire de los equipos, se procede a suspender la alimentación
de vapor, introducir gas combustible al sistema inmediatamente, para evitar que
algún recipiente se coiapse.
Una vez que el sistema esté lleno de gas combustible, se llena el absorbedor DA-
601, el reactivador DA-603 y solo parcialmente el contactor DA-602 (hasta el nivel
mínimo de Interfase 30 % ) con solución de DEA. El reactivador deberá llenarse por
el fondo
Al alcanzar la presión de operación normal en cada una de esos equipos e iniciar
la recirculación de la solución, con excepción del contactor
Se procede a llenar con condensado limpio el acumulador de reflujo FA-604.
Introduciendo vapor al rehervidor de DEA EA-603 A/B, a fin de tener listo el
reactivador para cuando la solución de DEA tenga que ser reactivada
111.9 SISTEMA DE REFLUJO.
La proporción de reflujo deseado es alrededor de 1 a 1.5 moles de agua
regresadas a la columna por cada mol de gas ácido 0-37 85 Lpm (litros por
minuto) El propósito del reflujo es regresar el agua al sistema de donde se obtuvo
por arrastre en el domo de la columna. Esto también reduce la concentración de
DEA
66
La presencia significante de amina en el agua de reflujo arriba de 1 % por ejemplo,
es una indicación de arrastre de amina y con ios contaminantes provoca espuma
en el regenerador
Adicionalmente es un excelente catalizador para incrementar la solubilidad de HaS
en el agua y promover la formación de bisulfuros de fierro y el hidrogeno atómico.
Este último es el responsable de una severa corrosión por ampollamiento.
El agua amarga del acumulador tiene contaminantes en mayor o menor cantidad
según los traiga la carga de alimentación a la unidad de amina, estos provocan
espuma, descontroles operacionales en el domo de la columna, mayor caída de
presión, disminución en la concentración de amina, incremento de la corrosión, da
lugar a formación de sales de disulfuros en el rehervidor de la torre, y disminuye la
concentración de HzS en la corriente de gas ácido
Dentro de los límites, la amina fría favorece la absorción de H2S y se recomienda
que esta comente tenga por lo menos 10 "C mas caliente que la temperatura del
gas alimentado
La temperatura mínima de amina pobre es de 21 °C y la temperatura máxima de
amina pobre es de 54.4 °C Cuando se utilizan temperaturas superiores la
absorción del H2S decrece significativamente y es factible que no se obtenga el
producto dentro de especificación
111.10 FILTRO DE AMINA.
Los filtros de partículas son usados para remover partículas sólidas en suspensión
de la solución de amina Todas las clases de sólidos pueden entrar al sistema con
el gas alimentado suciedad, sulfuro de hierro, oxidación y otros muchos
materiales. Esto usualmente es removido por los filtros mecánicos de partículas de
5 a 40 mieras
67
Los filtros de partículas son una necesidad y deben ser mantenidos y cannbiados
tan seguido como sea necesano Hay muchos tipos de filtros de alojamiento y
filtros de cartucho disponibles y muchos de ellos son satisfactorios. La utilización
de un filtro de carbón es necesana y tiene como objetivo remover partículas
menores de 5 mieras
El carbón vegetal sirve también para absorber los hidrocarburos o materiales
solubles que es requisito indispensable que solo la amina que se desea filtrar debe
ser llevada por el filtro del carbón activado
Si por alguna circunstancia el filtro tipo canasta se tapa, se recomienda de
inmediato utilizar el relevo y de esta manera mantener la continuidad del circuito
de filtración
El no considerar esta situación provoca que las partículas en solución presentes
en la amina tapen los poros del carbón y reducirán drásticamente su capacidad.
Los filtros de carbón se diseñan para procesar por lo menos 10 % del total del flujo
de amina y hasta el 15 %
El carbón tiene la particularidad de saturarse y en esta circunstancias debe ser
cambiado al considerarse gastado. La caída de presión a través del filtro no es
siempre un camino efectivo para determinar si el carbón se necesita cambiar
Esto puede ser determinado por revisión de muestras de entrada y salida del filtro
El carbón activado remueve los cuerpos de la solución y si el carbón es bueno, el
color de la solución debe mejorar a través del filtro El carbón reduce las
tendencias de espuma
68
La caída de presión es importante sólo por que indica un filtro tapado La caída de
presión no puede exceder de 1.75 a 2 1 Kg/cm^
111.11 VARIABLES DEL PROCESO.
Es de gran importancia conocer las variables del proceso, ya que con ellas se
pueden conocer los intervalos dentro de los cuales puede operara un equipo o las
especificaciones de las cargas y productos
IH.11.1 COMPOSICIÓN.
La concentración de la solución de DEA debe ser de 18 a 20 % en peso con agua,
a fin de que la absorción se realice en las mejores condiciones para el proceso en
general.
Una concentración mayor facilita la absorción, pero la regeneración se torna difícil,
puesto que se eleva la temperatura de operación con el consecuente incremento
en las perdidas por degradación de la DEA.
La concentración de ácido sulfhídnco en la solución de DEA rica se recomienda no
exceda de 0 4 mol de gas ácido/mol DEA, ya que un aumento en esta
concentración, incrementa considerablemente la corrosión.
En caso de que la concentración de gases ácidos en la solución de DEA rica
aumente, entonces la mejor forma de no exceder O 4 moles de gas ácido / mol de
DEA en la solución reactivada, concentración que se considera máxima, es
disminuir la relación gas ácido/ vapor a la salida de los reactivadores, aumentando
el flujo de vapor de calentamiento a los rehervidores.
Se recomienda una concentración de! orden de O 05 moles de gas ácido / mol
DEA en aquella comente
69
111.11.2 TEMPERATURA.
Con objeto de evitar condensación de hidrocarburos de la comente de gases
amargos, se recomienda que la temperatura de DEA pobre al absorbedor sea
unos 10 °C arriba de la temperatura del gas amargo
Para evitar la liberación de gas ácido de la solución de DEA rica antes del
reactivador, se recomienda que ia temperatura de salida de esta solución del
intercambiador DEA pobre/DEA rica sea entre 82.2X a 93 3 °C, ya que permite,
poder efectuar la regeneración a temperaturas menores y con ello disminuir la
velocidad de degradación de la amina.
Aumentar la temperatura no mejora notablemente la desorción del gas ácido, de
manera que una temperatura de 121.1 °C se considera adecuada.
En cuanto a la temperatura en las torres, cuando es más alta de lo normal,
significa que ia concentración de pesados es mayor que la deseada y viceversa.
111.11.3 PRESIÓN.
La presión está directamente relacionada con la temperatura
La disminución de presión puede favorecer la separación siempre y cuando la
torre tenga capacidad para manejar el incremento de volumen en el vapor
ocasionado por dicha disminución.
111.12 HIDRODESULFURACIÓN.
Las cargas de gasolina contienen cantidades venables de compuestos
contaminantes, que de no ser eliminados disminuirán la capacidad de la amina
para alcanzar el grado de absorción deseado en la carga
70
111.13 ANÁLISIS DE LA SECCIÓN DE AMINA.
La DEA se trasporta en barriles de 159 litros con un peso neto de 230 Kg, la DEA
se encuentra en estado sólido cuando esta dentro de los barriles a temperatura
ambiente
La técnica para inyectar la DEA al sistema cerrado de tratamiento, consiste en
inyectar vapor de baja presión al tambo de DEA para fundirla y poder vaciar la
DEA a la fosa subterránea, se observa que los trabajadores que realizan esta
actividad después de que el barni queda vació siguen inyectando vapor, el cual
comienza a condensarse disminuyendo la concentración de DEA, aunado a esto
se observa que la fosa no está completamente sellada, ya que tiene algunos
orificios por donde se filtra la lluvia lo que provoca que la DEA inyectada al sistema
se contamine y genere problemas operativos, al igual que por lo menos una vez al
día reponen agua al sistema cuando bajan los niveles en las torres, lo que
disminuye considerablemente la concentración de DEA y no tenga la misma
eficiencia de absorber al H2S.
Sumado a esto se observa también que no se le agrega la capa de kerosina que
debe flotar sobre la amina para evitar el contacto de la solución con el aire o en su
defecto cerrar herméticamente la fosa y presionarla con nitrógeno para evitar que
la DEA se oxide y se degrade.
El sistema de filtración de carbón activado no se encuentra en operación
111.14 ANÁLISIS DE LAS CONDICIONES DE OPERACIÓN.
El análisis de la vanables de operación se realizo de manera individual, a
continuación se descnben características y valores de diseño como se muestran a
continuación.
71
La temperatura de la amina pobre que se alimenta a la torre absorbedora DA.601
debe ser de 43°C es decir 10 °C arriba de la temperatura del gas amargo para
evitar la condensación de los hidrocarburos que ocasionan espuma en la torre
Para evitar el aumento de la corrosividad en la solución de DEA, la concentración
máxima de H2S en la DEA rica debe ser O 4 mol de gas ácido por mol de DEA. El
cambiador de amina rica vs pobre es usado para recuperar tanto como sea posible
el calor usado en el separador.
La amina rica normalmente adquiere de! absorbedor una temperatura de 54“C a
71°C, la temperatura de amina pobre que deja el regenerador es de 115 °C a
121°C . Para llegar a la recuperación máxima de calor, la amina rica puede ser
precalentada alrededor de 93°C.
El funcionamiento de este cambiador depende de las temperaturas de entrada de
las dos corrientes. Un diseño inadecuado de este cambiador afecta
significativamente al rehervidor del regenerador y a la operación de enfriamiento
de amina pobre
La operación del cambiador puede ser supervisada regularmente para estar
seguro que no está sucio o que no se está filtrando entre el lado neo y el lado
pobre
Una presión adecuada debe ser mantenida en el lado de la amina rica del
cambiador para mantener el gas ácido en la solución de amina y prevenir dos
etapas de flujo a través del cambiador
Las dos etapas de flujo no solamente reducen la eficiencia de transferencia de
calor pero pueden causar erosión
III.14.1 TEM PERATU RA DE LA AMINA PO BRE.
72
111.14.2 TEMPERATURA DE LOS CONDENSADORES EA-604 A/B.
La temperatura en el condensador de la torre regeneradora DA-603 debe ser
aquella con la cual se obtenga, por lo menos, la cantidad de agua necesana para
cumplir con el reflujo de operación de 136 B/D si la temperatura aumenta la
regeneración no se lleva acabo correctamente
111.14.3 TEMPERATURA DE REGENERACIÓN.
El sistema del regenerador es usado para suministrar suficiente calor para llevar a
cabo la reacción de ácido base que toma lugar en el absorbedor.
Esto es completado por la separación de amina con vapor producido en el
rehervidor del regenerador.
El calor liberado por la reacción de gas ácido de la amina en el absorbedor debe
de ponerse de regreso dentro de la solución en el regenerador. Sin embargo,
estas usualmente equivalen alrededor de 30% de la cantidad total de calor
requerido en el regenerador.
La mayor cantidad de calor requerida en el regenerador es el calor sensible
necesano para calentar la solución circulante de la temperatura en la cual dejo el
cambiador de amina rica/pobre, alrededor de 93°C, el punto de ebullición en el
fondo del regenerador, que usualmente es alrededor de 115 °C a 12 1°C Esto es
alrededor del 60% de calor requerido
El 10 % restante de calor requerido es usado para recalentar el reflujo regresado a
la columna.
El punto de ebullición de las aminas es más elevado que la temperatura del fondo
del regenerador Sin embargo, la mayoría de las aminas tienen una temperatura
de descomposición que es menor que sus puntos de ebullición
73
La presencia de impurezas en la amina eleva esta temperatura ligeramente,
aumenta la viscosidad a la solución acuosa de amina y baja la tensión superficial
Actualmente se ha mantenido la temperatura por abajo del intervalo establecido
con una temperatura promedio de 115°C , es importante mencionar también que a
temperaturas mayores de 125°C se propicia la degradación severa de amina y a
temperaturas menores de 115 °C la regeneración se desfavorece un poco pero es
mejor para no tener este efecto en la amina
111.15 PROBLEMAS QUE PRESENTAN LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO
“GIRBOTOL”
Fallas operaclonales: estas se presentan cuando el operador hace un movimiento
en las vanables de proceso provocando un descontrol en el sistema
Contaminaciones que dan lugar a. degradación y desactivación de amina.
La degradación tiene como consecuencia
a) Ensuciamiento de la solución de amina y equipo.
b) Espumaciones
c) Pérdidas de solución de aminas e hidrocarburos.
La desactivación de la amina tiene como consecuencia
a) Fallas en la regeneración de amia
b) Corrosión.
c) Paros de la unidad.
d) Mantenimiento (correctivo) y/o repuestos de equipos
74
e) Índices operacionales-ocupacionales y cumplimiento corto
Los productos degradados ejercen una presión de vapor más baja y la diferencia
entre ellas facilita la regeneración, pero ejercen espumación y pérdidas por
arrastre de amina o de hidrocarburos
111.16 PROBLEMAS OPERACIONALES.
La experiencia en problemas operacionales en las unidades de amina son muchos
y muy variados
La mayoría de ellas pueden estar agrupadas dentro de cuatro categorías
generales como: espumación, contaminación, sales estables al calor y corrosión.
Sin embargo todas están relacionadas e interactúan, causando perdidas de amina
y tiempo de operación De modo que los problemas incrementan las pérdidas de
amina y los costos de tiempos de operación. En una eficiente operación las
perdidas en un absorbedor de líquido /liquido deberían no ser mayores a 200 ppm
por peso de hidrocarburo procesado
111.16.1 CONTAMINANTES.
Muchos de los problemas que ocurren en una unidad de amina son debido a los
contaminantes introducidos al sistema.
Existen dos principales fuentes de contaminación, una es la que forma el agua
usada en el sistema y la otra es un problema más severo, que se encuentra en la
alimentación del absorbedor conteniendo gran variedad de contaminantes
La mayoría de los contaminantes son usualmente algunas formas de
hidrocarburos en la alimentación Esto es particularmente en una unidad de amina
donde hay una significativa cantidad de hidrocarburos pesados en la alimentación.
75
estos pueden ser también introducidos con la alimentación por la adición de
inhibidores de corrosión y otros tratamientos químicos en paredes y tuberías de la
unidad productora.
Junto con estos hidrocarburos en la alimentación, puede encontrarse agua salada
y sólidos como, sulfuro de fierro, herrumbre, lodo, partículas metálicas, entre otros
Todos estos serán “lavados por fuera" de la alimentación en el absorbedor por la
solución de amina El mayor problema causado por los hidrocarburos y la
contaminación de los sólidos es el ensuciamiento.
La alimentación en los separadores, o la alimentación en el sistema de
tratamiento, puede ser adecuadamente elegida para remover estos
contaminantes. Si estos son realizados con un control normal, con un separador
vertical o filtro separador
Si los contaminantes están en forma de aerosol, sólidos pequeños o en estado de
vapor, los separadores especiales o algún tipo de sistema de agua de lavado
deberá ser instalado
Existen algunos contaminantes en fase gas que causan mayores problemas en un
sistema de amina, probablemente el más significante es le OXIGENO libre. El
oxigeno reacciona con la propia amina y causa descomposición de productos y
ácidos que en algún momento generan sales estables al calor
Las sales estables al calor y la descomposición de productos normalmente son
corrosivos y permiten que en la solución de amina causen mayor corrosión.
El oxígeno en la alimentación es muy difícil de remover una vez que está
contenida en esta Se busca una alternativa para detener la adición del oxígeno
dentro del gas de alimentación Si la remoción no es posible, llegará a ser
necesaria una clarificación regular en la amina
76
Los cloruros son otro problema involucrado, ya que si el contenido de estos en la
solución es alto, llega a ser corrosivo, dañando las líneas de acero en el sistema y
pueden ser causantes de espumación, la principal fuente de cloruros es
comúnmente el agua usada en el proceso, por lo cual debe usarse agua con la
mejor calidad posible
El agua condensada o desmineralizada es la preferente.
Una vez que los cloruros están dentro de la amina es casi imposible removerlos,
solo a través de un clarificador. En el agua corriente es importante mencionar que
se encuentran muchas impurezas que causarán severa espumación en la solución
de amina.
También el tratamiento químico adicionado al agua de alimentación es una causa
particular de la espumación de la amina.
IM.16.2 SALES ESTABLES AL CALOR.
Las sales estables al calor son formadas en el sistema cuando un ácido más
fuerte que el HaS está presente y el calor de reacción entre el ácido fuerte y la
amina es más grande que la energía suministrada por el regenerador. Una de las
sales estables al calor más comunes son los tiosulfatos.
Las sales también pueden ser sulfatos, acetatos, formiatos, glicolatos y otros más.
Muchas de estas sales estables al calor son corrosivas en algunos lugares si se
permite su acumulación o deposito en el sistema.
Como regla general el contenido de sales estables al calor de la solución de amina
no deberá exceder más del 10 % de la concentración de amina activa
77
Cuando las sales estables al calor se han acumulado en el sistema estas deben
ser removidas o neutralizadas En un sistema de DEA las sales estables al calor
pueden ser removidas mediante una sencilla operación, un simple redestilador
térmico.
El redestilador toma una parte de vapor de regenerador y procesa esto en una
pequeña caldera regeneradora
La sosa cáustica o la ceniza de sosa es adicionada a esta caldera para romper las
sales estables al calor y la liberación de la amina estará en el domo y esta
regresará al sistema
Las sales cáusticas formadas se acumulan en el redestilador de la caldera y
cuando este empiece a llenarse, la caldera se vacía y se limpia
La DEA tiene un punto de ebullición suficientemente bajo para ser redestilada
Otras aminas pueden ser purificas por otros métodos térmicos o por resmas
intercambiadoras de iones
Los métodos térmicos tienen la ventaja de remover otros contaminantes tales
como los hidrocarburos y cualquier degradación de amina presente
lil.16.3 ENSUCIAMIENTO DE LOS CONDENSADORES.
Las partículas acumuladas en los tubos de los condensadores del regenerador
disminuyen la transferencia de calor, lo que se refleja en un aumento en la
temperatura del reflujo propiciando a su vez un aumento de pesados en el
destilado (DEA), degradándose y perdiendo concentración
78
111.16.4 TAPONAMIENTO DE FILTROS.
Mientras más sucia es la amina mas corta es la vida de los filtros ya que son
desechables
El síntoma de un filtro tapado es cuando existe una caída de presión de 2 kg/cm ̂
en la entrada del filtro con respecto a la salida del filtro por lo cual se debe
proceder a su cambio
111.16.5 INUNDACIÓN DE LA COLUMNA REGENERADORA.
Eventualmente, la amina sucia tapa los platos, dificulta el paso de ios gases entre
ellos propiciando un aumento en la presión e inundando la torre por lo cual se
procede a parar la planta GIRBOTOL y la planta de azufre
111.16.6 SÍNTOMAS DE UN SISTEMA DE AMINA SUCIO.
Las características más usuales de un sistema sucio de amina son los siguientes'
• Adherencia de amina a los recipientes de ios absorbedores
• Dilución del sistema de amina con agua debido a fugas en los re-hervidores
• Taponamiento de instrumentos con partículas de amina
• Pérdida de amina al drenaje debido a fugas
79
111.17 PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA INCORRECTA OPERACIÓN
DEL REGENERADOR.
Los problemas más comunes en la mala regeneración de la amina son
• Demasiado H2S en el gas dulce
• Excesivo uso de energía en los re-hervidores del regenerador
• Inundar torre de regeneración
111.18 LIMPIEZA DE LA AMINA
Las partículas de sulfuros de hierro que circulan en los sistemas de amina sucia se
han acumulado una combinación de factores El primero de estos es la
inadecuada filtración.
El sistema de filtración para amina cuenta con tres filtros cada uno de ellos esta
empacado con cartuchos de propileno.
Actualmente se propuso integrar un filtro que consta de setenta cartuchos de
carbón activado que no se observa en el diagrama de flujo original por ser una
nueva modificación
Este se encuentra entre el FD-601 y el EA-601 corriente de amina nca, este filtro
es muy eficiente en cuanto a la adsorción de partículas que degradan a la amina,
que a su vez también pueden formar espuma en el sistema y tapar los equipos
El carbón activado puede eliminar efectivamente la mayoría de los problemas por
formación de espuma o sea los hidrocarburos condensados, los reactivos
químicos, aceites, grasas de lubncación y algunas otras impurezas que causan
80
problemas en la solución, normalmente se instalan filtros con carbón activado en
serie, conectados de manera que puedan separar el flujo o intercambiarlo sin
dificultad para su apropiado mantenimiento.
111.19 IDENTIFICACIÓN DE LA CONTAMINACIÓN Y DEGRADACIÓN DE LAS
SOLUCIONES DE AMINA POR SU COLOR.
Un método para conocer las condiciones en la cuales se encuentra la DEA dentro
del sistema es el color de la misma. Tomar una muestra en botella transparente de
vidrio y observar la apariencia que tiene la muestra de DEA y tomar en cuenta las
siguientes características
111.19.1 Color claro y brillante:
La amina está en excelente forma. Un tinte amanllo indica la presencia de hierro,
pero esto no tiene una gran consecuencia.
111.19.2 Color grisáceo.
La amina tiene un color claro, gris apagado. Los objetos pueden ser vistos a través
de la botella sin dificultad. Esto es bueno, la amina se encuentra en buenas
condiciones. Sin embargo también indica la tendencia de la solución de amina
a degradarse. Para disponer de una buena solución debe tener > 0 .01% peso de
salida de partículas.
111.19.3 Color negro no translúcido:
Los objetos apenas pueden verse a través de la botella, la amina se encuentra
sucia y es necesario verificar el sistema de filtración. La erosión - corrosión está
generando partículas rápidamente que pueden ser removidas Presencia de FeS
81
111.19.4 Negro opaco
Agite la botella, si no puede ver a través de ella y se observarán muchas partículas
asentarse en la botella
El sistema se encuentra demasiado contaminado con sólidos y es necesano usar
un sistema de filtrado más eficiente o cambiar toda la amina del sistema y realizar
una lavado del mismo. Presencia de (salidas, FeS, FeO)
111.19.5 Color café
Esto indica que está entrando aire al sistema, la amina oxidada es corrosiva
111.19.6 Color azul.
En la amina indica la presencia de cianuros. Este debe ser limpiado con un lavado
de fase acuosa de polisulfuros.
Estos cianuros provocarán fallas en el regenerador de aminas por encima del
sistema y ampoyaduras de hidrógeno o grietas en la tubería o en charolas que
contienen la amina mala.
Se debe someter una prueba de amina contaminada al laboratorio para determinar
cuantitativamente el porcentaje en peso de cianuros
111.19.7 Verde:
Nos indica la presencia de cobre o níquel La contaminación es la mayor causa de
los problemas operativos en los sistemas de amina involucran altos costos en su
operación, por la degradación de la amina y sus efectos que se presentan físicos y
químicos
82
Algunos efectos y beneficios de tener una amina contaminada o limpia
respectivamente
111.20 EFECTOS DE LA DEGRADACIÓN DE LA SOLUCIÓN DE AMINA.
Esto repercute en altos costos de operación y una regeneración de amina de baja
rentabilidad en el aspecto costo-beneficio y un mayor consumo de aditivos y
alcanolaminas
Las sales estables al calor (HSS) presentan problemas porque forman por
interacción con las soluciones acuosas de amina ácidos fuertes que tiene
influencia nociva en la eficiencia de la separación (absorción) del gas ácido en las
corrientes de alimentación del proceso.
¡11.21 CAUSAS Y EFECTOS DE UNA AMINA SUCIA O CONTAMINADA.
Las causas más comunes son las siguientes:
Traspaso de la amina de un sistema a otro
Equipos, depósitos y líneas sucias
Dilución o preparación de la amina por el uso de agua inadecuada.
Por tubos rotos en algún intercambiador de amina pobre/amina rica
Por altas velocidades o altos flujos que da lugar a flujos turbulentos.
Inundación de las torres absorbedoras y regeneradoras.
Los efectos más comunes son los siguientes
83
Taponamientos de instrumentos, líneas, equipos Restricción de flujo de las
velocidades, erosión, corrosión y más consumo de energía
Degradación de la amina
Desactivación del filtro de carbón activado
Inestabilidad operativa
Uso excesivo de carga en el rehervidor del regenerador.
Erosión y corrosión
111.22 PÉRDIDA DE PODER DE ABSORCIÓN DE LAS SOLUCIONES ACUOSAS
DE AMINA.
Una baja concentración se debe a que se está filtrando agua por algún enfriador,
rehervidor, bomba, o por el agua de repuesto y puede tener las siguientes
consecuencias
• Baja concentración Esto se debe a que se está diluyendo demasiado la solución
con agua de reposición o existe algún tubo roto en un enfriador.
• Alta contaminación- Se debe a la existencia de sólidos en la solución, alto
contenido de sales estables al calor, esto tiene como consecuencia que la amina
se degrade o se desactive respectivamente.
• De la cantidad y tipo de solvente empleado
• Degradación (amina sucia)
84
• Desactivación
• Alta temperatura en el rehervidor
• Alta temperatura en la amina pobre
• Bajo nivel de inundación del rehervidor de la torre regeneradora
• Baja temperatura de regeneración. Baja absorción y producción de gases ácidos,
ensuciamientos, espumación, erosión y corrosión
Para evitar lo anterior se requiere de un buen diseño de los equipos de acuerdo
con la capacidad de proceso de la carga, contaminantes y condiciones de
operación, conocimientos de las características de la carga y contaminantes.
111.23 CORROSIÓN EN EL SISTEMA DE AMINA.
La corrosión es quizás el problema de operación más grande en una planta de
amina La corrosión severa puede ser causada por deficiencia de la solución y de
la sobre carga del equipo que es más severa en sistemas de amina donde se
separa H2S. Generalmente la corrosión es el resultado de impurezas presentes
en la solución de amina. Los abastecimientos más típicos de este contaminante
son
Los productos de descomposición de la amina, causados por altas temperaturas
producto de la oxidación de la amina
Los compuestos corrosivos presentes en el gas combustible y LPG que se va a
tratar Las áreas más críticas donde se localiza la corrosión son las que están
relacionadas con la separación del gas ácido en la torre regeneradora
85
La velocidad de separación del gas amargo es mayor en el equipo de proceso
donde las temperaturas son más altas Por lo tanto, la unidad de cambiadores de
calor de la solución de DEA caliente al regenerador y al rehervidor son más
susceptibles al ataque corrosivo
La corrosión también es más alta en puntos de extrema turbulencia o donde
existen esfuerzos altos del metal.
La mayoría de la fallas por corrosión son causadas por un ataque concentrado,
consistente generalmente en picaduras, ataque en forma de anillo o rompimientos
resultante del esfuerzo a la corrosión.
Los depósitos de sulfuro de fierro pueden acelerar el ataque y tipo de picaduras
El uso regular de instrumentos para probar la corrosión indica si la solución de
amina es corrosiva para tomar medidas correctivas antes de que se presente una
corrosión significativa
111.24 GASES DISUELTOS.
El oxígeno, dióxido de carbono y el ácido sulfhídnco disuelto en agua aumenta la
corrosividad de esta, por lo tanto, los gases son la pnncipal causa de ios
problemas de corrosión
111.25 ÁCIDO SULFHÍDRICO DISUELTO.
El ácido sulfhídrico es muy soluble con agua y se comporta como un ácido débil
causando corrosion en los equipos.
La presencia de este se conoce como una corrosión ácida. La unión de este con el
dióxido de carbono es más agresiva que el ácido sulfhídrico solo y esta
combinación es la que se encuentra en los pozos petrolíferos
86
Si en estas condiciones se presenta una pequeña cantidad de oxígeno, el
resultado es desastroso
111.26 ELIMINACIÓN DE LOS ELEMENTOS CORROSIVOS.
Este procedimiento abarca, evitar descargas accidentales de líquidos corrosivos o
agregando inhibidores a líquidos dentro de circuitos cerrados.
El uso de inhibidores químicos normalmente se restringe a sistemas de circulación
o abastecimiento de agua, a líneas de vapor, condensado y a líneas de salmuera.
Como todos estos sistemas actúan por inmersión en soluciones, su uso en el
campo de la mantenimiento es limitado.
Además de ello, deberán tenerse precauciones en cuanto al tipo y cantidad de los
productos químicos agregados como inhibidores.
Una mala selección de ello o el mantenimiento inadecuado de las concentraciones
puede acelerar más la corrosión que evitarla
Sin embargo, si se usa en buena forma dentro de su campo limitado ayudaran
eficientemente a minimizar al problema a un costo relativamente bajo.
El procedimiento de alterar el ambiente engloba también otros sistemas, como por
ejemplo la instalación de sistemas de aire acondicionado o el uso de disecantes
para mantener un ambiente seco Este último es solamente una protección
temporal.
Uno de los pnncipales problemas de operación relacionado con el uso de
alcanolaminas, en las plantas endulzadoras, es la corrosión.
El tipo y avance de la corrosión depende del tipo de amina utilizada, de la
presencia de contaminantes en solución, de la solución que contiene los gases
87
ácidos, de la temperatura y presión, de la velocidad a la cual fluye la solución,
entre otros Sin embargo, parece ser que el principal agente corrosivo son los
gases ácidos
Es sabido que el bióxido de carbono provoca corrosión a temperaturas elevadas y
en presencia de agua.
Las alcanolaminas por si mismas no son corrosivas al acero al carbón, inclusive a
temperaturas elevadas; de hecho, actúan de cierta fomria como inhibidores de la
corrosión en presencia de H2S.
No obstante, cuando se tienen soluciones acuosas de alcanolaminas la corrosión
aumenta ante la presencia de H2S.
111.27 CONTROL DE CORROSIÓN.
Cambios y revisión en la unidad de amina pueden reducir el potencial de
corrosión:
lli.27.1 Cambio de la válvula de control de nivel:
Se encuentra después del precalentador de amina rica contra pobre y puede
operar como control de nivel de la Torre Absorbedora de gas o del control de! nivel
del Tanque “Flash” o como control de Presión del precalentador de amina R/P,
para evitar la desgasificación de H2S de la corriente de amina rica precalentada
que entra como alimentación en la Torre Regeneradora Tanto la válvula y líneas
de conducción como los tubos del precalentador deben ser de acero inoxidable
304 S.S.
88
111.27.2 Regeneradores (internos):
Reemplace todas las charolas de abajo hacia arriba de acero al carbón, aceros
304 inoxidables Use empaquetadura de teflón
111.27.3 Deshidratación de amina:
Una filtración de vapor o agua dentro del sistema diluirá la amina pobre, la amina
rica se tornará ácida y corrosiva Para aumentar la concentración de amina, el
reflujo de agua puede ser apartado para un drenado cerrado.
111.28 FACTORES QUE DEGRADAN A LA AMINA.
Oxidación: El oxígeno entra al sistema con el gas amargo, a través de tanques de
almacenamiento de amina no cubierto, o a través de las prensas-estopas de las
bombas de solución.
Las aminas se oxidan rápidamente en la presencia del oxigeno y forman ácidos
orgánicos corrosivos, especialmente cuando el CO2 está presente, para
eliminación del 0 2 $e debe utilizar hidracina
111.29 CORAO PREVENIR LA OXIDACIÓN.
Los recipientes de almacenamiento de amina deben de estar presionados con gas
natural o N2 para expulsar el aire del sistema
En su defecto, se debe de considerar un sello de hidrocarburo como turbosina o
kerosina que evite el contacto con el aire para minimizar el fenómeno de
oxidación.
89
La hidracina, el sulfato de sodio y otras sales inorgánicas solubles pueden ser
inyectados como antioxidantes para reducir la corrosión, se tiene un mejor control
de la solución de amina con puntos múltiples de inyección de inhibidor.
Estos reactivos pueden acumularse en el precalentador o en los tubos de los
cambiadores de calor, por lo que su uso debe de ser cuidadosamente controlado.
111.30 FORMACIÓN DE TIOSULFATO.
Cuando las soluciones de amina están en contacto con ácido sulfhídnco y
oxígeno, se forma tiosulfato de amina. Este producto es resistente al calor y no
puede ser regenerado de manera normal, consecuentemente se concentrara la
solución.
El tiosulfato inactiva algo de amina, baja su presión y aumenta la viscosidad de la
solución y hace la solución más corrosiva. Se usa como neutralizante, sosa
cáustica o carbonato de sodio formándose una sal de sodio y amina libre. La sal
puede ser sacada en el tanque recuperador
111.31 DESCOMPOSICIÓN TÉRMICA.
Las temperaturas excesivas (arriba de 125°C) o sobrecalentamientos localizados
(puntos calientes, asociados generalmente con el uso de calentadores a fuego
directo, aceite a alta temperatura u otras condiciones resultantes de una
temperatura alta en el rehervidor) puede descomponer la amina para formar
compuestos corrosivos. No es un problema muy común, las aminas generalmente
son estables al calor bajo condiciones normales de operación Los compuestos
corrosivos pueden ser fácilmente extraídos en el recuperador
90
m.32 FORMACIÓN DE ÁCIDO ORGÁNICO.
Algunas veces se introducen ácidos orgánicos al sistema, donde se combinan con
la amina para formar sales, las cuales no se regeneran en el agotador
Los dos ácidos comúnmente encontrados son el acético y el fórmico, su presencia
causa problemas especialmente porque pueden neutralizar rápidamente toda la
amina acuosa en el sistema.
La amina puede ser recuperada de estas sales por destilación del material en
presencia de carbonato sódico. Se puede usar un lavado de sosa cáustica o con
agua después del contacto de amina para eliminar estas impurezas
111.33 CAUSAS QUE DAN ORIGEN A LAS PÉRDIDAS DE SOLUCIONES
ACUOSAS DE AMINA.
Solubilidad de hidrocarburos líquidos ligeros en la solución de amina: Las
velocidades de estas pérdidas están dentro del intervalo de 0.01 a O 045 kg de
amina/barril de hidrocarburos líquidos (LPG) tratado o gasolinas, en torres
absorbedoras de líquido/líquido y varía de acuerdo al tipo de amina y tipo de
hidrocarburo. Generalmente la solubilidad es de 200 ppmw (partes por millón en
peso), cuando se usa MDEA y luego DEA
III.33.1 Por volatilidad o evaporación de la amina:
Esto se debe a la vaporización de la amina por altas temperaturas, siendo las más
susceptible la MEA.
91
111.33.2 Por degradación de la solución de amina.
Esto se debe a que las HSS (sales estables al calor), degradan la amina y
requiere de amina fresca para mantener su concentración de amina en la solución
acuosa
111.33.3 Por arrastre o acarreo o por espumación.
Por acarreo los valores de estas pérdidas son del orden de 0.35 a 3.6 kg. de
amina por 28000 mS de gas tratado y puede variar con la configuración del equipo
y operación. Generalmente hablando es de 1000 ppmw.
El acarreo o arrastre se debe a altas velocidades, flujos turbulentos de la amina, o
de las corrientes de hidrocarburos gaseosos o líquidos que forman emulsiones,
también puede ser debido a la formación de aerosoles de amina líquida
Las pérdidas por espumación son debidas a altas tensiones superficiales de la
amina/hidrocarburo, debido al arrastre del contenido de sólidos en la solución de
amina (Fe02 y FeS), que provocan una emulsión y a la vez por la presencia de
hidrocarburos líquidos formando espuma.
111.33.4 Por fugas, drenado en líneas y equipos.
Las pérdidas se deben a que se presentan fugas en bridas, prensa, estopa de
bombas, tubos rotos en cambiadores y en drenado de entrega de equipos a
mantenimiento, sobre todo en el cambio de elementos de filtros y otras.
111.33.5 Por falta de una buena separación en recipiente “flash”.
Las pérdidas llegan a ser hasta el 50% por solubilidad y 50% por arrastre o
acarreo.
92
Las pérdidas se deben a la falta de una buena separación en el tanque flash o
separador de amina/hidrocarburo, por una mala operación, o un mal diseño del
equipo
III.33.6 SOBRECARGA DE AMINA.
La causa mayor de pérdidas de amina día con día es el arrastre. Las pérdidas por
volatilidad de amina hacen que ocurra pero no son usualmente significantes la
presión de vapor de DEA y MDEA son extremadamente bajas y las pérdidas por
volatilidad en absorbedores gas combustible de una refinería con presión baja
puede promediar 8.0 kg de MEA/ m3 de gas tratado
Las pérdidas por volatilidad del acumulador del reflujo del regenerador pueden ser
también insignificantes bajo una operación normal, esto será muy poca amina en
el reflujo cuando mucho el arrastre es un factor mucho más significante
El mejor camino para minimizar el arrastre es el diseñar y operar absorbedores de
amina en 60% o disminuir las velocidades de inundación y el instalar mallas de
niebla adecuadas antes de la salida de hidrocarburo dulce en las torres
absorbedoras para evitar el arrastre e igualmente en la salida de gas amargo
hacia la planta de azufre para tener un mejor control en cuanto a la pérdida de
amina
111.34 COMO REDUCIR PÉRDIDAS DE AMINA.
La operación inadecuada de una unidad de amina es un problema muy común el
cual puede ser solucionado con cambios en las prácticas de operación o a través
de modificaciones menores al equipo existente. Las altas pérdidas de amina
resultan en altos costos de operación
93
Las cantidades de consumo de amina pueden ser registradas y monitoreadas
Esto incluye pérdidas normales debido a la volatilidad, solubilidad y arrastre de
amina
Las pérdidas de amina son generalmente controlables y pueden ser minimizadas
con una buena operación Las causas principales son sobrecarga de amina y
filtraciones al sistema De una sobrecarga resulta el arrastre, las espumas y una
mayor solubilidad de amina en hidrocarburos líquidos
Las filtraciones pueden ser minimizadas y esto llevaría a la reducción de
corrosión, el mantenimiento de bombeo con un sistema cerrado apropiado, la
operación del retiervidor apropiado, la recolección de amina dentro del sistema de
recuperación de amina designado y la disminución de la temperatura del fondo de
la torre regeneradora al igual que la temperatura de la amina pobre para no tener
pérdidas de la solución de amina y evitar reponer continuamente agua al sistema
de amina
94
CAPITULO IV
DISEÑO DEL CAMBIADOR DE CALOR
Una vez expuestos los problemas que se pueden presentar en el proceso Girbotol,
es necesario analizar el problema de la recuperación eficiente de H2S, por lo cual
se propone adaptar un cambiador de calor, calentado por vapor, para provocar un
aumento en la temperatura de alimentación a la columna regeneradora de DEA.
Retomando la figura III.1 (diagrama del proceso Girbotol sin modificación), se
ubica espacialmente la torre regeneradora de dietanolamina (lugar en donde se
tiene el problema de la mala separación de H2S).
Posteriomiente se procede a ubicar la entrada de la corriente de la solución de
amina rica para instalar el equipo propuesto (cambiador de calor). Mas adelante se
establecerán las condiciones y datos que se tienen para su diseño
Ubicado espacialmente el equipo que se propone instalar (cambiador de calor) en
la entrada de la torre regeneradora se puede rediseñar el diagrama del proceso de
la planta de endulzamiento existente mostrado en la figura III.1.
A continuación se muestra la figura IV. 1 que despliega el diagrama de la planta de
endulzamiento mostrada en la figura II11 con la modificación pertinente
(instalación del cambiador de calor).
95
FIGURA IV.1
DIAGRAMA DEL PROCESO GIRBOTOL MODIFICADO
96
Para el diseño del cambiador de calor es necesario saber primero de que se
compone este aparato y cuál es la función pnncipal que desempeña
IV.1 CAMBIADOR DE CALOR
Es un dispositivo que sirve para transfenr calor de una comente a otra Los medios
son separados por una pared sólida, de manera que nunca están en contacto
directo
A continuación se presenta la figura IV 2, la cual muestra el funcionamiento de un
permutador de calor que trabaja con agua y vapor, donde el vapor transfiere calor
a la comente de agua, para que esta eleve su temperatura
FIGURA IV.2
FUNCIONAMIENTO DE UN PERMUTADOR DE CALOR
SALIDA DE AGUAT
SAUDADE VAPOR
ENTRADA DE AGUA CONDENSADO
Una vez que se sabe cómo funciona el permutador de calor, se procede a
establecer cuáles son las comentes del proceso de endulzamiento de gas que van
a intervenir en este dispositivo
97
Retomando nuevamente la figura III 1 y teniendo en consideración que la
detección del problema a tratar de la eficiente separación del H2S es en la torre
DA-603 (torre de destilación de H2S-DEA), se establecen las comentes
participantes, la comente de la solución de amina rica que proviene de las torres
DA-601(absorbedora de gas combustible amargo) y DA602 (contactora de gas LP
amargo-DEA) y la comente de vapor que eleva la temperatura de las comentes
anteriormente mencionadas
La solución de amina nca entra al permutador de calor donde al ponerse en
contacto con la corriente de vapor sobrecalentado aumentara su temperatura para
que al salir de este entre a la torre DA-603 con una nueva temperatura que le
permitirá tener una mejor regeneración
En la figura IV 3 se muestra el funcionamiento del permutador de calor con las
comentes de solución de amina y vapor
FIGURA IV.3
ENTRADA Y SALIDA DE CORRIENTES DE AMINA RICA Y VAPOR
S O LU C IO N DE A M IN A
S O L U C IO N D E A M IN A C O N D E N S A D O
98
Conociendo el funcionamiento que se llevara a cabo con las comentes ya
establecidas se procede a determinar cuáles serán las condiciones de operación
con las que va a trabajar el cambiador de calor.
Primero, como en todo problema, se parte desde un punto base, el cual en este
caso será establecer como punto de partida la presión con la que el vapor entra al
cambiador de calor y la temperatura de salida de la amina rica que se estiman
pertinentes para la obtención del resultado esperado ( eficiente separación del
H2S).
La presión del vapor a la entrada del permutador de calor se propone sea de 8
Kg/cm ,̂ ya que la presión adecuada marcada para llevar a cabo el proceso debe
ser mayor a 3.5 Kg/cm ,̂ la temperatura de salida de la amina rica de 102 °C, esta
temperatura se estima adecuada, ya que la temperatura del fondo de la torre DA-
603 se debe mantener máximo hasta 110°C, pues como es conocido la amina se
degrada a temperaturas más altas a estas
Ahora como segundo paso se tienen que encontrar los datos que faltan partiendo
de la información proporcionada
A partir de la presión de vapor se puede determinar la temperatura del vapor y su
calor latente, para ello se recurre a las tablas de vapor.
8 Kg/cm2 = 7 8453 Bar
Debido a que la presión que se propone no aparece tal cual en las tablas se
recurre a realizar una interpolación lineal, donde la presión infenor es de 7 Bar y
se encuentra a una temperatura de 164 97°C y la presión superior es de 10 Bar y
su temperatura se encuentra a 179 91 °C, como se puede observar en la tabla IV 1
IV.2 CO NDICIONES DE O PERACIO N
99
TA B LA IV.1
TABLA DE TEMPERATURAS DE VAPOR
P(Bar) T(°C)
5 151 86
7 164 97
10 179 91
15 198.32
20 212 42
30 233 90
40 250 4
60 275 64
80 295 06
100 311 06
120 324 75
140 336 75
160 347 44
180 357 06
200 365 81
240 -
280 -
320 -
Interpolando se tiene que
Y = Yo + Y i - Y o ( x - X o )
X 1 - X 0
Donde
100
Yo = 164.97 °C
Y = ?
Y i= 179.91 X
Xo = 7 Bar
X = 7 8453 Bar
Xi = 10 Bar
Y = 164 97 + 179 91 - 164.97 (7 8453 - 7)
10 - 7
Y = 169 18 “C
Posteriormente para obtener el calor latente de vaporización se procede a obtener
nuevamente datos de la tabla de calor latente de vaporización IV 2 a la presión de
8 Kg/cm2 = 7.8453 Bar, la cual se muestra a continuación.
TABLA IV.2
TABLA DE CALOR LATENTE DE VAPORIZACION
P(Bar) (KJ/Kg)
5 2489 6
6 2487.2
10 2477 7
15 2465 9
20 2454 1
30 2430.5
40 2406.7
60 2358.5
80 2308.8
100 2257.0
120 2202.6
140 2144 7
101
160 2082 6
180 2015 0
200 1940 7
240 1766 5
280 1543 6
320 1238 6
Debido a que no se tienen datos directos a la presión de vapor establecida, se
realiza nuevamente una interpolación donde los datos obtenidos son los
siguientes.
Yo = 2487 2 KJ/Kg
Y = ?
Yi = 2477.7 KJ/Kg
Xq — S Bar
X = 7 8453 Bar
Xi = 10Bar
Y = 2487.2 + 2477 7 - 2487.2 (7.8453 - 6)
10 - 6
Y = 2482 82 KJ/Kg = 593 408 Kcal/Kg
Para encontrar los datos faltantes de la amina rica, se recurre al proceso de
endulzamiento antenormente descrito y se obtiene la temperatura de entrada de la
amina rica a la torre DA-603, la cual será la misma que entrara al cambiador de
calor. La temperatura de la amina rica es de 93°C.
La masa de amina rica alimentada al cambiador de calor también se obtiene del
proceso sabiendo lo siguiente
Entrada de la torre DA-601 y DA 602
102
LDEA = 1210 8 Kmol/hr = 20%
LH2O = 4843 2 Kmol/hr = 80%
LDEA + LH2O = 6054 Kmol/hr
Salida de la torre DA-601 y DA-602 y entrada de la torre DEA-603
LDEA = 17 %
2 5 mol de HzS / 1 mol de DEA
6054 ? -------
- 100%
- 17 %
1029.18 Kmol/hr = 1029180 mol /hr
2.5 mol H2S
1 mol de DEA
1029180mol de DEA
' 1 hr
= 2572950 mol /hr de H2S
1029 18 Kmol de DEA
1 hr
105.14 Kg de DEA
1 Kmol de DEA
= 108208 Kg/hr
2572950 mol de DEA
1 hr
34 g de H2S
1 mol de H2 S
= 874803300 g/hr = 87480.3 Kg/hr
103
Masa de amina rica a la entrada del permutador de calor = 108208 + 87480 3 =
195688 3 Kg/hr
Para obtener la capacidad calorífica de la solución de amina rica, se obtiene de
tablas siendo esta de O 59 Kcal/Kg°C
Con los datos antenores se calcula la masa de! vapor con la siguiente ecuación-
WfCpf ( T 2 -T 1) = MvAv
(195688 3 Kg/hr) (0.59 Kcal/Kg"C) (102°C - 93X ) = Mv(593 48Kcal/Kg)
Mv = 1750 86 Kg/hr
104
CONCLUSIONES
Después de proponer la modificación al diagrama de la planta de endulzamiento
implementando el cambiador de calor a la entrada de la torre regeneradora de
dietanolamina (DEA-603) se puede concluir que
La ubicación del intercambiador de calor en el proceso de endulzamiento es la
correcta, pues el problema es en la entrada de la torre DA-603 (torre regeneradora
de dietanolamina) y la propuesta no afecta el buen funcionamiento de los equipos
del proceso
El introducir en el proceso de endulzamiento el cambiador de calor, solo permite
que la corriente de amina rica entre a la torre regeneradora con una temperatura
más alta esto es de 93°C a 102°C, para que mmejore dicha corriente al llegar a la
torre con la nueva temperatura pueda provocar que se mejore la separación del
H2S, evitando que retorne con contenidos altos en la corriente de amina pobre
Esto se demuestra con los resultados obtenidos de pruebas realizadas
considerando los datos de temperatura e introduciendo los valores en un
simulador PETROSIM, los resultados arrojaron menores concentraciones de H2S
en la amina pobre los cuales se exponen en la tabla V 1
TABLA V.1
CONCENTRACION DE H2S EN LA AMINA POBRE A LA TEMPERATURA DE102®C
FECHA VALOR (%mol)10-NOV-2011 0.023
11-NOV-2011 0.018
105
12-NOV-2011 0.017
13-NOV-2011 0.021
14-NOV-2011 0.020
Estos niveles de H2S en la comente de amina pobre son muy buenos comparados
con las muestras obtenidas del enfriador EA-602 en estudios realizados en la
refinería de Tula que van desde 0.2 hasta 2 2 %
En la tabla V.2 se expone las concentraciones de H2S en la amina pobre del
proceso de endulzamiento sin las modificaciones de temperaturas tomadas del
enfriador EA-602 en diferentes fechas.
TABLA V.2
CONCENTRACION DE H2S EN LA AMINA POBRE A LA TEMPERATURA DE93*C
FECHA VALOR(%moI)
24/09/2005 1.08 10/11/2005 0.82
08/08/2005 1.7 25/09/2005 1.19 11/11/2005 0.92
09/08/2005 1.58 26/09/2005 0.54 12/11/2005 0.15
10/08/2005 2.11 27/09/2005 0.08 13/11/2005 0.48
11/08/2005 1.36 28/09/2005 0.1 14/11/2005 0.88
12/08/2005 1.48 29/09/2005 0.17 15/11/2005 0.9
13/08/2005 1.8 30/09/2005 0.25 16/11/2005 0.68
14/08/2005 0.96 01/10/2005 0.75 17/11/2005 1.22
15/08/2005 1.51 02/10/2005 0.54 18/11/2005 0.8
16/08/2005 1.7 03/10/2005 0.43 19/11/2005 0.88
106
17/08/2005 1.53 04/10/2005 0.31 20/11/2005 0.83
18/08/2005 1.44 05/10/2005 0.17 21/11/2005 0.85
19/08/2005 1.75 06/10/2005 0.42 22/11/2005 0.99
20/08/2005 1.87 07/10/2005 0.58 23/11/2005 1.14
21/08/2005 0.9 08/10/2005 0.2 24/11/2005 0.29
22/08/2005 1.61 09/10/2005 0.22 25/11/2005 0.83
23/08/2005 1.61 10/10/2005 0.78 26/11/2005 1.39
24/08/2005 1.61 11/10/2005 0.92 27/11/2005 0.8
25/08/2005 1.44 12/10/2005 0.9
26/08/2005 1.59 13/10/2005 1.08
27/08/2005 1.41 14/10/2005 0.24
28/08/2005 1.01 15/10/2005 0.31
29/08/2005 1.05 16/10/2005 0.42
30/08/2005 0.97 17/10/2005 0.44
01/09/2005 0.44 18/10/2005 0.25
02/09/2005 0.85 19/10/2005 0.82
03/09/2005 1.48 20/10/2005 1.07
04/09/2005 1.05 21/10/2005 1.1
05/09/2005 1.12 22/10/2005 0.34
06/09/2005 0.49 23/10/2005 0.31
07/09/2005 0.53 24/10/2005 0.61
08/09/2005 0.25 25/10/2005 0.53
09/09/2005 0.51 26/10/2005 0.82
10/09/2005 0.9 27/10/2005 0.35
11/09/2005 0.65 28/10/2005 0.8
12/09/2005 0.41 29/10/2005 0.48
107
13/09/2005 0.46 30/10/2005 0.27
14/09/2005 0.51 31/10/2005 0.85
15/09/2005 1.02 01/11/2005 1.5
16/09/2005 0.56 02/11/2005 1.33
17/09/2005 0.59 03/11/2005 1.16
18/09/2005 0.9 04/11/2005 0.31
19/09/2005 0.93 05/11/2005 0.66
20/09/2005 1.12 06/11/2005 0.17
21/09/2005 0.68 07/11/2005 0.17
22/09/2005 0.76 08/11/2005 0.63
23/09/2005 0.59 09/11/2005 0.59
Estos contenidos bajos de H2S de alguna forma indirecta, también ayudan a
mejorar otro de los problemas que causan los altos contenidos de H2S en la amina
que se regenera, ya que los contenidos mayores a 0 4 % mol presentan
problemas serios de corrosión
Se recomienda para una posterior tesis la investigación de los materiales con los
que se tiene que construir el cambiador de calor, para que este realice su trabajo
adecuadamente
108
BIBLIOGRAFIA
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