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UNIVERSIDAD TÉCNICA FEDERICO SANTA MARÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA Y AMBIENTAL
“ANÁLISIS INTEGRAL DE LOS SISTEMAS DE AMINAS EN ENAP REFINERÍA
ACONCAGUA”
EVELYN DENISSE VILLALOBOS ROBINSON
MEMORIA DE TITULACIÓN PARA OPTAR AL TÍTULO DE INGENIERO CIVIL QUÍMICO
Profesor Guía DANIEL RAMÍREZ LIVINGSTON
Ingeniero Correferente:
XAVIER PIZARRO VILLANUEVA
Diciembre de 2018 Valparaíso, Chile
1
1. Resumen Ejecutivo
En este trabajo se desarrolla un análisis de la operación actual de los Sistemas de Aminas en
ENAP Refinería Aconcagua, con el objetivo de asegurar la confiablidad y estabilidad del
funcionamiento de estos.
El análisis realizado a cada Sistema de Aminas contempla, en primer lugar, el análisis de las
condiciones de diseño que son importantes para la correcta operación de la Unidad. Además,
considera el seguimiento operacional y analítico de aquellas variables que resultan críticas para el
funcionamiento de la Unidad. Mediante la realización de este análisis se logró identificar las
deficiencias existentes en cada una de las Unidades de Aminas, las cuales tienen relación,
principalmente, con el manejo de las variables de operación en los rangos adecuados y con la
realización de una adecuada rutina de seguimiento analítico.
El seguimiento operacional y analítico realizado para cada Circuito de Aminas, consideró datos
de la operación del periodo Junio- Julio de 2018. Mediante este análisis se determinaron aquellas
variables que se encuentran alejadas del rango recomendado. En este caso se mencionan, por
ejemplo, el contenido de Sólidos en Suspensión y la concentración de Sales Térmicamente
Estables en las corrientes de amina pobre de las distintas unidades. Ambas variables superan el
límite máximo recomendado.
En este informe se entregan recomendaciones para la optimización de las Unidades de Aminas,
dentro de las cuales se encuentran recomendaciones para el diseño de la Unidad, para el manejo
de las variables de operación y para el seguimiento analítico en la Unidad. Dentro de las
recomendaciones se entrega una propuesta de operación para las Unidades de Aminas y una
propuesta de Rutinas de Seguimiento Analítico, ambas orientadas a lograr el cumplimiento de
los objetivos de las Unidades de Aminas, que tienen relación con el cumplimiento de las
especificaciones de los productos, la confiabilidad de las unidades y eficiencia energética de cada
unidad.
Finalmente, se mencionan recomendaciones de inversión, principalmente enfocadas en la
diminución del contenido de Sólidos en Suspensión y Sales Térmicamente Estables presentes en
las corrientes de amina pobre.
2
2. Índice de contenidos
1. Resumen Ejecutivo ......................................................................................................................................... 1
2. Índice de contenidos ....................................................................................................................................... 2
3. Índice de Tablas ............................................................................................................................................... 4
4. Índice de Figuras ............................................................................................................................................. 5
5. Introducción ..................................................................................................................................................... 7
6. Objetivos........................................................................................................................................................... 9
7. Alcances .......................................................................................................................................................... 10
8. Antecedentes .................................................................................................................................................. 11
8.1 Aspectos generales de ENAP Refinería Aconcagua ........................................................................... 11
8.2 Estado del arte del proceso ..................................................................................................................... 16
9. Sistemas de Aminas en ENAP Refinería Aconcagua .............................................................................. 28
9.1 Circuito DEA: Unidad Regeneradora de Aminas ............................................................................... 28
9.2 Circuito MDEA: Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA........................................... 31
9.3 Circuito DEA: Unidad de Desulfurización de Gasolinas .................................................................. 33
10. Problemas operacionales en Unidades de Aminas .............................................................................. 35
10.1 Incumplimiento de las especificaciones del producto ........................................................................ 35
10.2 Corrosión ................................................................................................................................................... 36
10.3 Espuma de la solución ............................................................................................................................. 40
10.4 Pérdidas de Amina .................................................................................................................................... 41
10.5 Sales de amina térmicamente estables ................................................................................................... 41
10.6 Ensuciamiento ........................................................................................................................................... 43
10.7 Corta vida útil de filtros de partículas .................................................................................................... 43
10.8 Contaminantes en el Sistema de Aminas .............................................................................................. 44
10.9 Degradación de aminas ............................................................................................................................ 45
11. Recomendaciones para optimizar condiciones del proceso .............................................................. 46
11.1 Recomendaciones de diseño y operacionales ....................................................................................... 46
11.2 Recomendaciones analíticas .................................................................................................................... 56
11.3 Recomendaciones adicionales ................................................................................................................. 58
11.4 Resumen de recomendaciones................................................................................................................ 59
12. Programa de rutinas de seguimiento analítico ...................................................................................... 62
12.1 Rutinas en terreno..................................................................................................................................... 62
3
12.2 Rutinas en laboratorio .............................................................................................................................. 64
12.3 Cálculos ...................................................................................................................................................... 66
12.4 Laboratorio especializado ........................................................................................................................ 67
12.5 Propuesta de rutina de laboratorio ......................................................................................................... 67
13. Funcionamiento de Unidades de Aminas en ERA ............................................................................. 69
13.1 Seguimiento operacional y analítico ....................................................................................................... 69
13.2 Mejoras implementadas a la fecha .......................................................................................................... 74
14. Recomendaciones de inversión .............................................................................................................. 76
14.1 Limpieza del gas de entrada .................................................................................................................... 76
14.2 Métodos de manejo de Sales Térmicamente Estables ........................................................................ 80
14.3 Filtros de Partículas .................................................................................................................................. 86
15. Conclusiones .............................................................................................................................................. 88
16. Recomendaciones ..................................................................................................................................... 90
17. Referencias ................................................................................................................................................. 92
18. Anexos ........................................................................................................................................................ 95
4
3. Índice de Tablas
Tabla 1. Clasificación del crudo según contenido de azufre.............................................................................. 7
Tabla 2. Principales productos de ERA .............................................................................................................. 12
Tabla 3. Volúmenes de producción de ENAP Refinerías durante el año 2017 ........................................... 12
Tabla 4. Propiedades de Monoetanolamina ....................................................................................................... 21
Tabla 5. Propiedades de Dietanolamina ............................................................................................................. 22
Tabla 6. Propiedades de Diglicolamina ............................................................................................................... 23
Tabla 7. Propiedades de Metildietanolamina ..................................................................................................... 24
Tabla 8. Tabla comparativa entre las aminas más utilizadas en la absorción de gases ácidos .................... 25
Tabla 9. Fuentes de contaminación de ácidos responsables de la formación de STE ................................ 43
Tabla 10. Concentración de amina permitida .................................................................................................... 56
Tabla 11. Carga ácida permitida ........................................................................................................................... 57
Tabla 12. Concentración de aniones ................................................................................................................... 58
Tabla 13. Manejo de contaminantes presentes en unidades de amina ........................................................... 59
Tabla 14. Problemas asociados a la operación de Torres Absorbedoras y Regeneradoras ........................ 60
Tabla 15. Problemas asociados a la operación de otros equipos .................................................................... 61
Tabla 16. Guía de Estado de aminas según apariencia ..................................................................................... 63
Tabla 17. Rutina de análisis en laboratorio ......................................................................................................... 68
Tabla 18. Resultados Obtenidos para Unidades de Aminas ERA .................................................................. 70
Tabla 19. Variables analizadas en Circuito DEA-Unidad Regeneradora de Aminas .................................. 71
Tabla 20. Variables Analizadas en Circuito MDEA- Unidad de endulzamiento de Fuel Gas ................... 72
Tabla 21. Variables analizadas en Circuito DEA- Unidad Desulfurizadora de Gasolina ........................... 73
Tabla 22. Variables de seguimiento analítico implementadas ......................................................................... 75
Tabla 23. Comparación entre métodos de recuperación continua ................................................................. 83
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4. Índice de Figuras
Figura 1. Esquemático de Unidad de Aminas .................................................................................................... 17
Figura 2. Tipos de Amina: Primaria, Secundaria y Terciaria............................................................................ 20
Figura 3. Mecanismo de reacción para H2S ........................................................................................................ 26
Figura 4. Mecanismo de reacción vía formación de carbamato ...................................................................... 26
Figura 5. Mecanismo de reacción mediante hidrólisis de CO2 ........................................................................ 27
Figura 6. Circuito DEA: Unidad Regeneradora de Aminas ............................................................................ 30
Figura 7. Circuito MDEA: Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA ....................................... 32
Figura 8. Circuito DEA: Unidad de Desulfurización de Gasolina ................................................................. 34
Figura 9. Tasas de corrosión según tipo y concentración de amina en solución acuosa ............................ 37
Figura 10. Contraste entre superficies del fondo de una regeneradora sin FeS y con FeS ......................... 39
Figura 11. Sales de amina que pueden ser regeneradas. ................................................................................... 41
Figura 12. Sales de amina que no pueden ser regeneradas............................................................................... 42
Figura 13. Condiciones óptimas de operación para unidades de aminas ...................................................... 47
Figura 14. Viscosidad de amina según temperatura .......................................................................................... 48
Figura 15. Perfil de Temperatura en absorbedor según amina utilizada ....................................................... 49
Figura 16. Perfil de Temperatura en absorbedor, según concentración de MDEA utilizada .................... 49
Figura 17. Viscosidad según concentración de amina ...................................................................................... 56
Figura 18. Estado de variables operacionales y analíticas en Unidades de aminas ERA ............................ 70
Figura 19. Distribución de aerosoles en corriente de gas según diámetro .................................................... 77
Figura 20. Separador de gas de entrada ............................................................................................................... 77
Figura 21. Representación de los tres pasos de coalescencia .......................................................................... 78
Figura 22. Coalescedor vertical sub-micrónico .................................................................................................. 79
Figura 23. Concentración de STE: Tratamiento Batch vs Tratamiento Continuo ...................................... 82
Figura 24. URCASEP, método de recuperación por electrodiálisis ............................................................... 84
Figura 25. Punto de instalación de AmiPur........................................................................................................ 85
Figura 26. Comparación entre amina no filtrada, filtrada en filtro nominal y en filtro absoluto .............. 86
Figura 27. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de Tope Torre Regeneradora E-3201 ..................... 95
Figura 28. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de amina pobre a otras unidades ............................. 95
Figura 29. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de salida en Condensador C-3203 ........................... 96
Figura 30. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de amina a Regenerador E-3201 ............................. 96
Figura 31. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de Vapor a Rehervidor C-3202 ................................ 97
Figura 32. Unidad Regeneradora de Aminas: Temp. de fondo Regenerador E-3201 ................................. 97
Figura 33. Unidad Regeneradora de Aminas: Consumo de vapor en Rehervidor C-3202 ......................... 98
Figura 34. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Acercamiento de Temp. en Absorbedor E-953 ............... 98
Figura 35. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Temp. de amina pobre a Absorbedor E-953 .................... 99
Figura 36. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Temp. de amina pobre a Absorbedor E-950 .................... 99
Figura 37. Unidad de Coquización Retardada: Temp. de amina fría a E-3054 y E-3055 ........................ 100
Figura 38. Unidad Coquización Retardada: Acercamiento de Temp. en Absorbedor E-3054.............. 100
Figura 39. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temp. Tope Regenerador E-302 ......................................... 101
Figura 40. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temp. de salida de Condensador C-324 ............................. 101
Figura 41. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temp. de amina rica a Regenerador E-302 ........................ 102
Figura 42. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temp. de Fondo Reregenrador E-302 ................................ 102
Figura 43. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temp. de vapor al C-325 ....................................................... 103
6
Figura 44. Unidad Regeneradora de Aminas: Sales Térmicamente Estables en amina pobre ................ 103
Figura 45. Unidad Regeneradora de Aminas: Sólidos en Suspensión en amina pobre ............................ 104
Figura 46. Unidad Regeneradora de Aminas: Concentración de DEA en amina pobre ......................... 104
Figura 47. Unidad Regeneradora de Aminas: Carga Ácida en amina rica .................................................. 105
Figura 48. Unidad Regeneradora de Aminas: Sales de amonio en corriente de reflujo ........................... 105
Figura 49. Unidad Regeneradora de Aminas: Porcentaje de amina pobre filtrada ................................... 106
Figura 50. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Temp. de Tope Regenerador E-571 ...................... 106
Figura 51. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Temp. de amina pobre a Absorbedor E-570 ........ 107
Figura 52. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Acercamiento de Temp. en Absorbedor E-570 ... 107
Figura 53. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Temp. de amina rica a Regenerador E-571 ........... 108
Figura 54.Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Temp. de vapor a Rehervidor C-572....................... 108
Figura 55. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Temp. salida Condensador de Tope C-571 .......... 109
Figura 56. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Sólidos en Suspensión en amina pobre ................. 109
Figura 57. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Concentración de MDEA en amina pobre ........... 110
Figura 58. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas: Sales Térmicamente Estables en amina pobre ..... 110
Figura 59: Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de Tope Regenerador E-1704 .................. 111
Figura 60. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de amina pobre a Absorbedor E-1702 ... 111
Figura 61. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Acercamiento de Temp. en Aborbedor E-1702 112
Figura 62. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de amina rica a Regenerador E-1704 ...... 112
Figura 63. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de fondo en Regenerador E-1704 ........... 113
Figura 64. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de vapor a Rehervidor C-1719 ................. 113
Figura 65. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temp. de salida en Condensador C-1718 ........... 114
Figura 66. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Consumo de vapor en Rehervidor C-1719 ......... 114
Figura 67. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Sólidos en Suspensión en amina pobre ............... 115
Figura 68. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Concentración de DEA ......................................... 115
Figura 69. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Carga ácida en amina rica ...................................... 116
7
5. Introducción
El crudo utilizado en el proceso de refinación es una mezcla de hidrocarburos tales como
alcanos, cicloalcanos e aromáticos; además posee otros componentes como azufre, nitrógeno y
compuestos inorgánicos, los cuales se encuentran en cantidades variables. Particularmente, la
cantidad de azufre que contiene un crudo es un parámetro importante. La Tabla 1 muestra la
clasificación de los crudos según el contenido de azufre que poseen (Mathpro, 2011).
Tabla 1. Clasificación del crudo según contenido de azufre
Tipo de crudo Contenido de azufre [% masa]
Dulce <0,5
Medio 0,5-1,5
Agrio >1,1
Mientras mayor cantidad de azufre posea el crudo, menor es el costo de adquisición de este en
relación con un crudo más dulce. Por otra parte, la presencia de azufre en los hidrocarburos es
un problema, ya que, en la combustión de estos, forma dióxido de azufre (SO2), que en altas
concentraciones es un contaminante medioambiental tóxico y causante de lluvia ácida.
Las Unidades de Hidrotratamiento de ENAP Refinería Aconcagua tienen como objetivo
disminuir el contenido de azufre en las corrientes de hidrocarburos, de manera que los productos
finales cumplan con las especificaciones establecidas en la normativa medioambiental. En estas
unidades, el azufre reacciona con hidrógeno formando ácido sulfhídrico (H2S).
El H2S formado en las Unidades de Hidrotratamiento también debe ser eliminado. Entre los
problemas asociados a la presencia de H2S en una corriente de hidrocarburos se encuentran:
Es un gas tóxico que puede causar la muerte
Existen restricciones ambientales en cuanto a las emisiones de azufre
Puede contaminar catalizadores
Es corrosivo en contacto con el agua
8
Por este motivo, los hidrocarburos, como LPG, Fuel Gas y Gas de reciclo ricos en H2S
generados en las Unidades de Hidrotratamiento, Cracking Catalítico y Coquización retardada
son alimentados a las Unidades de Aminas, en donde el H2S es eliminado mediante un proceso
de absorción con un solvente específicamente diseñado para este propósito, llamado amina.
Debido a la creciente exigencia de las normativas ambientales acerca de contenido de azufre en
combustibles, además del uso de crudos más agrios en el proceso de refinación, ENAP Refinería
Aconcagua requiere que sus Unidades de Aminas sean capaces de lograr especificaciones más
estrictas, a partir de hidrocarburos con mayores cantidades de Azufre. Por esta razón, mediante
la realización de este estudio, se busca garantizar el correcto funcionamiento de los Sistemas de
Aminas, de manera de poder lograr las especificaciones de productos, maximizando la
confiabilidad de las unidades y reduciendo el consumo energético en la Unidad.
9
6. Objetivos
El trabajo realizado para ENAP Refinería Aconcagua contempla los objetivos detallados a
continuación.
6.1 Objetivo general
Realizar un análisis integral de los sistemas de aminas en ENAP Refinería Aconcagua,
para asegurar la confiabilidad y estabilidad de estos, considerando revisión de variables
operacionales y seguimiento analítico de aminas
6.2 Objetivos específicos
Revisar y desarrollar recomendaciones de diseño para unidades de aminas
Elaborar recomendaciones operacionales para la optimización de unidades de aminas
Desarrollar programa de rutinas de seguimiento analítico para sistemas de aminas
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7. Alcances
Dentro de los alcances de esta investigación se consideran los siguientes aspectos:
i. Revisión del estado del arte de la tecnología utilizada en el proceso
ii. Levantamiento de información de ingenierías básicas para las respectivas unidades
involucradas
iii. Levantamiento de información de operación actual y terreno, mediante el uso de
programa PI System.
iv. Levantamiento de información de rutinas de laboratorio y seguimiento analítico de los
circuitos de aminas
v. Desarrollo de programa de rutinas de seguimiento analítico para sistemas de aminas
vi. Desarrollo de recomendaciones operacionales para las unidades de aminas
11
8. Antecedentes
A continuación, se presentan antecedentes que contextualizan el desarrollo de este trabajo en
ENAP Refinería Aconcagua.
8.1 Aspectos generales de ENAP Refinería Aconcagua
ENAP es una empresa estatal cuyo propósito es la exploración, producción, refinación y
comercialización de hidrocarburos y sus derivados, además de la producción, transporte y
comercialización de energía y potencia eléctrica. Dentro de sus Líneas de Negocios se encuentra
la Línea de Refinación y Comercialización, en donde operan las Refinerías Aconcagua, Bío Bío
y Gregorio, las cuales procesan el crudo para transformarlo en combustibles (ENAP , s.f.).
ENAP Refinería Aconcagua, se encuentra ubicada en la comuna de Concón, Región de
Valparaíso.
8.1.1 Principales materias primas
La principal materia prima en este caso corresponde al petróleo crudo, del cual, mediante el
proceso de refinación, se obtienen gasolinas, diésel, kerosene, entre otros. Durante el año 2017,
ENAP Refinerías cubrió casi la totalidad de sus requerimientos de crudo con importaciones
provenientes de países latinoamericanos como lo son Brasil, Colombia, Ecuador y Argentina
(ENAP Grupo de Empresas, 2017). ENAP cuenta con las instalaciones necesarias para la
recepción y almacenamiento del crudo, siendo este recibido en Terminal Marítimo, ubicado en
bahía Quintero, para posteriormente ser trasladado a Refinería Aconcagua a través de
oleoductos. En Refinería Aconcagua se cuenta con 5 estanques de almacenamiento de crudo
con capacidad total de 120.000 m3 (ENAP Grupo de Empresas, 2017).
12
8.1.2 Principales productos
Los principales productos elaborados en ENAP Refinería Aconcagua se muestran en la Tabla 2
(ENAP Grupo de Empresas, 2017).
Tabla 2. Principales productos de ERA
Gases Destilados
Livianos Destilados Medios Destilados Pesados
Gas licuado
(LPG)
Propileno
Gasolinas
Solventes
Kerosene
Aviación
Kerosene
Doméstico
Diésel
Fuel Oil (Petróleo
combustible)
Asfalto
Coke de Petróleo
Los volúmenes de producción y el porcentaje de participación de los productos de ENAP
Refinerías, durante el año 2017 se muestran a continuación (ENAP Grupo de Empresas, 2017).
Tabla 3. Volúmenes de producción de ENAP Refinerías durante el año 2017
Producto Volumen de producción
[Mm3]
Participación en
Mercado [%]
Diésel 4.956 50,8
Gasolina vehicular 4.447 95,2
Kerosene 1.032 61,9
Petróleo combustible 906 98,9
GLP 375 15,8
Productos industriales 264 68,9
8.1.3 Descripción de Unidades de Proceso
A continuación, se presenta la descripción de algunas unidades de proceso pertenecientes a
ENAP Refinería Aconcagua:
Unidades de Fraccionamiento
El crudo ya libre de agua y contaminantes entra a la Refinería a la unidad Topping, también
llamada fraccionamiento primario. Aquí ocurre la primera separación de hidrocarburos, en
donde primero se calienta el crudo a 370°C logrando así su vaporización parcial, para
posteriormente pasar a la columna de destilación. Los componentes más livianos salen por el
13
tope de la torre y los más pesados por el fondo. Por la parte superior de la torre se obtienen los
gases livianos como LPG y gasolina, luego se obtiene la nafta que se utiliza como carga para
otras unidades. Le siguen los productos intermedios, kerosene y petróleo diésel. Casi al fondo
de la torre se obtiene gas oil, el cual se alimenta a las unidades de Cracking Catalítico e
Hidrocraking. Al fondo se produce el crudo reducido el cual se alimenta a la torre de vacío
(ENAP Refinería Aconcagua).
El crudo reducido proveniente de Topping es fraccionado en gas oil y pitch. El gas oil es enviado
a las plantas de Cracking Catalítico y a la planta de Hidrocraking. El Pitch, por una parte,
constituye pitch asfáltico para la pavimentación de caminos y carreteras. A su vez, parte del pitch
o fondo de vacío se envía a Coker donde es transformado en un diésel de muy buena calidad
(bajo en azufre) y gasolina (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidad de Reformación Catalítica
En esta unidad se produce gasolina de 97 octanos a partir de nafta. Además, se produce LPG y
gases livianos. Esta unidad es una de las principales productoras de hidrógeno, el que es utilizado
como materia prima en los procesos de obtención de productos de bajo contenido de azufre
(ENAP Refinería Aconcagua).
Unidad de Saturación de Diolefinas
En esta unidad se remueven di-olefinas presentes en las corrientes de butileno. El butadieno
(di-olefina) es saturado a butileno (mono-olefina) (ENAP Refineria Aconcagua).
Unidad Butamer
En esta unidad se produce la isomerización catalítica continua de butano a iso-butano (ENAP
Refinería Aconcagua).
Unidad de Alquilación
En la Unidad Alquilación, el butileno y el iso-butano reaccionan en presencia de un catalizador
de ácido sulfúrico, para formar alquilato que es una mezcla de hidrocarburos ramificados, con
alto nivel de octanaje. Este se envía al Blending de Gasolinas con el objetivo de aumentar el
octanaje y reducir la presión de vapor de las gasolinas (ENAP Refinería Aconcagua).
14
Unidad de Regeneración de Ácido Sulfúrico
Unidad cuyo objetivo es regenerar el ácido sulfúrico utilizado en el proceso de la planta de
alquilación, de tal manera que pueda ser reutilizado (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidad de Isomerización
Está conformada por dos plantas, LNHT y PENEX. El objetivo de la primera, es eliminar el
azufre contenido en la Nafta Liviana y Butanos, que entrarán como carga a PENEX. Luego, en
PENEX, se procesa esta carga y se obtiene un producto de mayor octanaje (isomerato), para
enviarlo al “blending” de gasolinas (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidades de Hidrocracking e Hidrocracking Suave
Realizan la conversión parcial de Gas Oil de vacío en productos más livianos, en presencia de
hidrógeno y un catalizador, además de desulfurar la carga. Los productos de HCK son Diesel,
Kerosene, Nafta y Gas Oil no convertido. Los productos de MHC son Diésel y en cantidades
pequeñas, Nafta y Kerosene (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidad de Cracking Catalítico
Esta planta recibe el gas oil de vacío para transformarlo principalmente en gasolina de alto
octanaje. También se obtiene Gas Licuado, Diésel y algo de Fuel Oil (ENAP Refinería
Aconcagua).
Unidad de Coquización Retardada
Esta unidad posee una capacidad de 12 mil barriles diarios. Aquí se procesa los fondos que
provienen de las plantas de Vacío y los convierte en gases livianos, Gasolina, Diésel, Gas Oil y
Coque (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidad Dipe
Esta unidad permite cumplir con un triple objetivo: producir di-iso-propil-éter, compuesto que
se utiliza en la producción de gasolina reformulada de alta calidad; reducir la emisión de
componentes volátiles a la atmósfera y mejorar la calidad de combustión de las gasolinas.
Actualmente esta planta se encuentra detenida (ENAP Refinería Aconcagua).
15
Unidades de Hidrotratamiento
En las unidades Hidrodesulfuración de Diésel (HDT), Hidrodesulfuración de Gasolina (HDG)
e Hidrotratamiento de Nafta (NHT), los hidrocarburos de proceso se ponen en contacto con un
gas rico en hidrógeno para remover el azufre y el amoniaco (ENAP Refinería Aconcagua).
Unidades de Tratamiento
Las plantas de tratamiento se encargan principalmente de la eliminación de compuestos
sulfurados, fenoles y otros compuestos no deseados. Sour Water Stripper 1, Sour Water Stripper
2 y Desodorización, tratan las aguas de proceso para remover el ácido sulfhídrico y el amoniaco.
Luego, las aguas con compuestos fenólicos son tratadas bioquímicamente en las unidades
Fenoles 1 y Fenoles 2. Tratamiento LPG 1, Tratamiento LPG 2, Tratamiento LPG 3 y MDEA,
utilizan torres de absorción con aminas para remover el ácido sulfhídrico. Tratamiento LPG 2 y
Tratamiento LPG 3, al igual que las plantas MEROX 1 y MEROX 2, incluyen un proceso
MEROX, el cual consiste en la utilización de soda para eliminar los mercaptanos (ENAP
Refinería Aconcagua).
Unidad Recuperadora de Azufre
Esta unidad funciona en base de la llamada “Reacción de Claus”, gracias a la cual, una mezcla de
gases azufrados con oxígeno en proporciones determinadas reacciona térmicamente a 1300°C y
catalíticamente a una temperatura menor para producir azufre gaseoso. Este se licúa al enfriarse
en dos calderas que producen, con la energía recuperada, vapor útil para la Refinería.
El producto obtenido, de gran pureza, se carga en forma líquida a 130°C, mediante un brazo
instalado en una isla de carguío especial es camiones estanques, para ser transportado a las
instalaciones de las empresas comercializadoras (ENAP Refinería Aconcagua).
16
8.2 Estado del arte del proceso
8.2.1 Caracterización de Unidades de aminas
Las Unidades de Aminas tienen como objetivo eliminar los componentes ácidos de una corriente
de hidrocarburos, mediante absorción realizada con un solvente específico, denominado amina.
Además, en estas unidades se logra la regeneración de la amina (Bryan Research & Engineering,
Inc, 2015).
En esta unidad, el hidrocarburo, gas o líquido, rico en componentes ácidos se alimenta a un
Absorbedor, en donde entra en contacto con la solución de amina. Casi la totalidad de los ácidos
son absorbidos por la amina, y el producto libre de H2S sale por la parte superior de la columna.
La amina rica en componentes ácidos se extrae por el fondo de la torre y luego se hace pasar por
un proceso de regeneración. En el Regenerador, la amina se separa del H2S, volviendo a su estado
original, de manera que puede ser reutilizada en el proceso de absorción (Bryan Research &
Engineering, Inc, 2015).
En esta sección se describe el propósito y función de cada una de las unidades que conforman
las plantas de aminas. A continuación, en la Figura 1, se presenta el diagrama de una Unidad de
Aminas.
17
Figura 1. Esquemático de Unidad de Aminas
18
Absorbedor
Su objetivo es poner en contacto el hidrocarburo ácido con la amina, para que los componentes
ácidos, como H2S y CO2, puedan pasar a la corriente de amina. La interacción entre gases ácidos
y amina generalmente se ve favorecida a bajas temperaturas y altas presiones. El absorbedor
puede ser de platos o relleno cuando se trata hidrocarburos gaseosos, mientras que, al tratar
hidrocarburos líquidos, como es el caso del LPG, el abosorbedor es exclusivamente de relleno.
En este caso, la torre se encuentra completamente llena de amina, con el LPG subiendo de
manera lenta por diferencia de densidad (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Regenerador
En el regenerador, la amina es separada del gas ácido, de manera de que esta pueda ser reutilizada
en el proceso de absorción. Dado que los gases ácidos son más volátiles que la amina,
generalmente se favorece la regeneración a baja presión y alta temperatura. Por lo tanto, el
regenerador se opera típicamente en presiones bajas y se utiliza un rehervidor para lograr
aumentar la temperatura en el regenerador (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Condensador de Tope
El condensador limita la pérdida de agua y amina y proporciona un reflujo suficiente para
promover el contacto del líquido y el vapor en la columna (Bryan Research & Engineering,
Inc, 2015).
Acumulador de Reflujo
Corresponde a un estanque flash que permite la separación del agua y el gas ácido.
Disminuyendo la presión de operación se logra una mayor separación de gases ácidos
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Estanque Flash
Además de absorber los componentes ácidos del gas de alimentación en el absorbedor, la amina
puede absorber una pequeña cantidad de hidrocarburos. Estos compuestos, generalmente,
pueden ser eliminados simplemente disminuyendo la presión en un estanque flash. La remoción
de hidrocarburos en la corriente de amina reduce el potencial de generación de espuma de la
solución de amina (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
19
Intercambiador Carga/Fondo
La corriente de amina pobre que sale del regenerador necesita enfriarse antes de regresar al
absorbedor y la corriente de amina rica debe calentarse antes de entrar al regenerador. Al
incorporar un intercambiador que cruce ambas corrientes, se utiliza el calor contenido en la
corriente de amina rica para calentar la corriente de amina pobre y de esta manera, se reduce
entre un 30 y 40% el requerimiento de calor para el rehervidor en el proceso de regeneración
(Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
Estanque Surge
Otorga capacidad de almacenamiento de amina suficiente para la retención de esta. Se inyecta
una capa de gas inerte en su interior, generalmente nitrógeno, con el fin de evitar la
degradación de la amina por contacto con oxígeno (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Enfriador de amina pobre
Es necesario contar con un enfriador para enfriar la corriente de amina pobre hasta la
temperatura necesaria para su ingreso al absorbedor (Bryan Research & Engineering, Inc,
2015).
Sistema de filtración
Para lograr el buen funcionamiento de una planta de aminas, es necesario contar con un
sistema de filtración adecuado, que incluya tanto filtros de partículas como filtros de lechos
de carbón activado. Los filtros de partículas son utilizados para eliminar los contaminantes
particulados presentes en las corrientes de aminas y que pueden contribuir a la formación de
espuma y corrosión. Los filtros de carbón se utilizan para la remoción de hidrocarburos y
contaminantes químicos, como surfactantes, que pueden producir espuma (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
El sistema de filtración generalmente es instalado en la corriente de amina pobre alimentada
al absorbedor, pero también pueden instalarse filtros de partículas en la corriente de amina
rica. Un arreglo común es la recirculación de parte de la corriente de amina pobre desde la
descarga hasta la succión de la bomba, tal como se muestra en la Figura 1. Los filtros suelen
ser instalados en serie, considerando un filtro de partículas aguas arriba de un filtro de carbón,
20
de manera de proteger a este último, y un filtro de partículas aguas abajo del filtro de carbón,
para retener pequeñas partículas de carbón que queden circulando en la corriente (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
8.2.2 Alcanolaminas
Una amina es una molécula de amoníaco (NH3) con uno, dos o tres átomos de hidrógeno
reemplazados por algún otro sustituyente. Cuando uno o más de los sustituyentes de una
amina es un alcohol, la molécula se conoce como alcanolamina (Sheilan, Spooner, & van
Hoorn, 2008).
Las aminas utilizadas en el proceso de absorción son las alcanolaminas. En general, el grupo
hidroxilo de la alcanolamina sirve para reducir la presión de vapor, modificar la resistencia
de la base y aumentar la miscibilidad del agua, mientras que el grupo amino proporciona la
alcalinidad necesaria en soluciones acuosas para promover la reacción con gases ácidos. Por
esta razón, las alcanolaminas son muy efectivas para eliminar selectivamente los gases ácidos
de una corriente de gas. En la práctica, se diluyen en solución acuosa, con un contenido de
amina que varía entre 10 y 70% en masa. La adición de agua reduce la viscosidad y la
corrosividad de la solución dentro de límites aceptables, y también reduce la solubilidad del
hidrocarburo. Además, hace la regeneración mucho más fácil, ya que los gases ácidos son
más capaces de vaporizarse si también se vaporiza un volumen relativamente grande de agua
(Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
Las aminas son clasificadas como primarias, secundarias o terciarias dependiendo del número
de sustituyentes que posean. En la Figura 2 se muestra la estructura molecular de cada una
de las clasificaciones (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Figura 2. Tipos de Amina: Primaria (izquierda), Secundaria (medio) y Terciaria (derecha)
21
8.2.3 Aminas utilizadas en el proceso de absorción
A continuación, se detallan las características y propiedades de las distintas aminas que pueden
ser utilizadas en el proceso de absorción de gases ácidos (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Monoetanolamina (MEA)
Corresponde a una amina primaria. Debido a inconvenientes como la generación de productos
de degradación y el alto requerimiento energético en su regeneración, el uso de esta amina en el
tratamiento de gases ha disminuido en los últimos años (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tabla 4. Propiedades de Monoetanolamina
Fórmula molecular C2H7NO
Peso molecular 61,08 [g/mol]
Punto Normal de ebullición 171 [°C]
Punto Normal de congelación [°C] 10,6 [°C]
Densidad a 15°C 1,012[g/cm3]
Calor específico a 15°C 2,545 [kJ/kg °C]
Calor de Vaporización a 1 atm 509,39 [kJ/kg]
Viscosidad a 20°C 24,1 [cP]
Las ventajas de la utilización de MEA son:
Bajo costo
Buena estabilidad térmica
Eliminación parcial de CO2
Las desventajas de la utilización de MEA son:
Alta presión de vapor, que da como resultado pérdidas más altas
Mayor potencial de corrosión que otras aminas
Altos requerimientos de energía
Eliminación no selectiva en sistema mixto de gases ácidos
Formación de productos de degradación irreversibles, lo que requiere incorporar
proceso de recuperación continua.
22
Dietanolamina (DEA)
DEA es una amina secundaria. Posee un rendimiento similar a MEA, pero con menor tendencia
de formación de productos de degradación. Típicamente es utilizada en una concentración de
25-30% en peso (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tabla 5. Propiedades de Dietanolamina
Fórmula molecular C4H7NO
Peso molecular 105,14 [g/mol]
Punto Normal de ebullición 229 [°C]
Punto Normal de congelación [°C] 28 [°C]
Densidad a 20°C 1,04[g/cm3]
Calor específico a 15°C 2,51 [kJ/kg °C]
Calor de Vaporización a 1 atm 670 [kJ/kg]
Viscosidad a 20°C 350 [cP]
Las ventajas de la utilización de DEA son
Resistencia a la degradación por COS y CS2
Baja presión de vapor, lo que da como resultado pérdidas potencialmente más bajas.
Genera menor corrosión comparado con MEA
Bajo costo
Algunas de las desventajas de utilizar DEA se mencionan a continuación:
Eliminación no selectiva en sistemas mixtos de gases ácidos
Requerimientos de mayor circulación
No recuperable por técnicas convencionales de recuperación, una vez formados los
productos de degradación
23
Diglicolamina (DGA)
Ya que también es una amina primaria, es en muchos aspectos similar a MEA. Posee una presión
de vapor inferior, lo que permite tener una solución con concentraciones más altas, típicamente
entre 50 y 60% en peso (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tabla 6. Propiedades de Diglicolamina
Fórmula molecular C4H11NO2
Peso molecular 105.14[g/mol]
Punto Normal de ebullición 221[°C]
Punto Normal de congelación [°C] -12,2[°C]
Densidad a 20°C 1,06 [g/cm3]
Calor específico a 15°C 2,386 [kJ/kg °C]
Calor de Vaporización a 1 atm 509,4 kJ/kg
Viscosidad a 20°C 26 [cP]
Las ventajas de utilizar DGA son:
Ahorro en costos de operación debido a que se requiere de una menor circulación.
Por lo general, logran altas especificaciones
Eliminación mejorada de mercaptanos, en comparación con otras aminas
Excelente estabilidad térmica
Algunas desventajas de la utilización de DGA son:
Eliminación no selectiva en sistemas mixtos de gases ácidos
Mayor costo que MEA y DEA
24
Metildietanolamina (MDEA)
MDEA corresponde a una amina terciaria. Esta amina posee la capacidad de remover
selectivamente H2S cuando se trata de corrientes gaseosas contaminadas tanto por H2S y CO2
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tabla 7. Propiedades de Metildietanolamina
Fórmula molecular C12H17NO2
Peso molecular 119,16 g/mol
Punto Normal de ebullición 247 [°C]
Punto Normal de congelación [°C] -23 [°C]
Densidad a 20°C 1,04[g/cm3]
Calor específico a 15°C 2,26 [kJ/kg °C]
Calor de Vaporización a 1 atm 475 [kJ/kg]
Viscosidad a 20°C 101 [cP]
Dentro de las ventajas del uso de MDEA se destacan:
Selectividad de H2S por sobre CO2 en gases con ambos ácidos
Baja presión de vapor, lo que da como resultado pérdidas potencialmente más bajas.
Alta resistencia a la degradación
Utilización eficiente de energía
Dentro de las desventajas del uso de MDEA se mencionan:
Alto costo comparado con MEA, DEA y DGA
Remoción baja de CS2 y COS
25
En la Tabla 8 se presenta una comparación entre las tres aminas más utilizadas en la absorción
de gases ácidos (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
Tabla 8. Tabla comparativa entre las aminas más utilizadas en la absorción de gases ácidos
MEA DEA MDEA
Costo Bajo costo Bajo costo Alto costo
Pérdidas de
amina
Alta presión de vapor, lo que se traduce en altas
pérdidas
Baja presión de
vapor, lo que resulta
en bajas pérdidas
Baja presión de vapor,
lo que resulta en bajas
pérdidas
Selectividad
Remoción no selectiva en sistemas con mezcla de gases
ácidos
Remoción no
selectiva en sistemas
con mezcla de gases
ácidos
Selectividad de H2S
sobre CO2 en
aplicaciones de gases
ácidos.
Corrosión Altamente corrosiva Más corrosivo que
MDEA Poco corrosivo
Calor necesario
para
Regeneración
Requiere mayor energía
Requiere mayor
energía que MDEA Requiere poca energía
8.2.4 Mecanismos de reacción de aminas en el tratamiento de gas ácido
En solución acuosa, H2S y CO2 se disocian para formar una solución débilmente ácida. Cuando
una corriente de gas que contiene H2S y/o CO2 entra en contacto con una solución de amina
acuosa, los gases ácidos reaccionan con la amina para formar un complejo ácido-base soluble,
denominado sal de amina. La reacción es exotérmica y se muestra en la Ecuación 1 (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
Á𝑐𝑖𝑑𝑜 + 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 → 𝑆𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 (1)
A continuación, se describen los mecanismos de reacción para la absorción de H2S y CO2.
26
Mecanismo de reacción para H2S
Independiente de la estructura de la amina (primaria, secundaria o terciaria), esta reacciona de
manera instantánea con el H2S, mediante la transferencia de un protón. La Figura 3 muestra la
reacción entre amina y H2S (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Figura 3. Mecanismo de reacción para H2S
Mecanismo de reacción para CO2
Existen dos mecanismos distintos para la reacción entre amina y CO2.
Mecanismo vía formación de carbamato
Este mecanismo requiere la presencia de H+ libres en la molécula de amina, por lo que solo se
da en presencia de aminas primarias y secundarias. Ocurre mediante la formación de un
intermediario de reacción denominado carbamato. El CO2 reacciona con una amina primaria o
secundaria para formar carbamato, el cual posteriormente reaccionará con una segunda molécula
de amina para formar la sal de amina. El mecanismo de reacción se muestra en la Figura 4
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Figura 4. Mecanismo de reacción vía formación de carbamato
27
Mecanismo mediante la hidrólisis de CO2
Cuando se disuelve en agua, el CO2 se hidroliza para formar ácido carbónico, que a su vez se
disocia lentamente en bicarbonato. El bicarbonato luego emprende una reacción ácido-base con
la amina para producir la reacción que se muestra en la Figura 5. Esta reacción puede ocurrir con
cualquier amina, independiente de su estructura, pero es lenta cinéticamente porque el paso de
disociación del ácido carbónico hacia el bicarbonato es relativamente lento (Sheilan, Spooner, &
van Hoorn, 2008).
Figura 5. Mecanismo de reacción mediante hidrólisis de CO2
Ya que existe muy poca diferencia entre las velocidades de reacción entre la absorción de H2S y
CO2 mediante la formación de carbamato, las aminas primarias y secundarias logran una
eliminación de H2S y CO2 prácticamente completa. Sin embargo, debido a que las aminas
terciarias están completamente sustituidas, no pueden reaccionar con CO2 mediante la
formación de carbamato, sino que deben hacerlo mediante la hidrólisis lenta del CO2. Es por
esta razón que las aminas terciarias tienen selectividad significativa para la absorción de H2S por
sobre CO2 (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
28
9. Sistemas de Aminas en ENAP Refinería Aconcagua
En ENAP Refinería Aconcagua, las unidades de Aminas tratan las siguientes corrientes de
hidrocarburos ácidos (ENAP Refinería Aconcagua):
Fuel Gas Ácido: Proviene de las Unidades de Hidrotratamiento de Diésel,
Hidrotratamiento de Nafta, Hidrocracking, Topping, Cracking Catalítico y Coquización
Retardada. El Fuel Gas tratado en las unidades de aminas es utilizado para consumo en
Hornos de Refinería.
LPG Ácido: Proviene de las Unidades de Coquización Retardada y Cracking Catalítico.
El LPG tratado es alimentado a la Unidad Merox, en donde se eliminan los mercaptanos
presentes en la corriente.
Gas de Reciclo Ácido: Proviene de las Unidades de Desulfurización de Gasolinas e
Hidrotratamiento de Diésel. Es recirculado para su uso en las mismas unidades.
En esta sección se describen los Circuitos de Aminas existentes en ENAP Refinería
Aconcagua.
9.1 Circuito DEA: Unidad Regeneradora de Aminas
Es el circuito de aminas más grande de ENAP Refinería Aconcagua. Tiene una capacidad de
tratamiento de gas de 716.676 Nm3/d y una capacidad de tratamiento de LPG de 2.200 Sm3/d.
Su capacidad de recirculación de amina es de 4.135 m3/d (ENAP Refinería Aconcagua).
Está formado por Torres Absorbedoras de las Unidades Hidrotratamiento de Diesel, Cokización
Retardada, Tratamiento de LPG 1 y Tratamiento de LPG 3, además de las Torres Regeneradoras
de las Unidades de Hidrocraqueo Suave, Tratamiento de LPG 3 y de la Unidad Regeneradora de
Aminas, tal como se muestra en la Figura 6. En las distintas Unidades de Absorción que
conforman este circuito se tratan corrientes ácidas de LPG, Fuel Gas y Gas de Reciclo (ENAP
Refinería Aconcagua).
Actualmente, la Unidad de Regeneración que se encuentra operativa en este circuito es la Unidad
Regeneradora de Aminas. En esta unidad se regeneran las corrientes de DEA rica provenientes
29
de Unidad de Coquización Retardada, Unidad de Hidrotratamiento de Nafta, Unidad de
Tratamientos 1 y Unidad de Tratamientos 2. También puede tratar las corrientes de amina rica
provenientes de Tratamientos 3. Si bien las Unidades de Regeneración de Tratamientos 3 e
Hidrocraqueo Suave no se encuentran en operación, si se encuentran disponibles para ser
operadas en caso de que fuese necesario (ENAP Refinería Aconcagua).
Las corrientes de amina rica provenientes de las distintas plantas se recolectan en el Flash Drum
de Aminas F-3201. Aquí, los hidrocarburos pesados se separan en una capa de líquido. La
solución de amina rica sale por el fondo del Flash Drum y fluye hacia el Regenerador de aminas
E-3201, siendo previamente precalentado en el Intercambiador Carga/Fondo C-3201, por
intercambio de calor con la corriente de amina pobre que viene del Reboiler C-3202. Antes de
pasar por el Intercambiador C-3201, la solución de amina rica se envía al Filtro L-3205, donde
quedan retenidas las partículas sólidas (ENAP Refinería Aconcagua).
La solución de amina rica pasa por el Regenerador E-3201, en donde la amina y el H2S se separan,
a medida que la solución baja por la Torre. El gas ácido se va con la corriente de vapor de
stripping que sube por la Torre. Este vapor es producido mediante el rehervido de la solución
de amina pobre en el Reboiler C-3202 (ENAP Refinería Aconcagua).
La solución de amina pobre que viene del Reboiler C-3202, luego de pasar por el Intercambiador
C-3201, es impulsado por las Bombas J-3201 A/B hacia el Estanque de Almacenamiento T-
3201, pasando antes por el Enfriador de Amina pobre C-3204 (ENAP Refinería Aconcagua).
La Bomba J-3203 A/B tiene succión desde el estanque y descarga la amina pobre hacia el Límite
de Batería de la Unidad. Parte de la amina pobre de la descarga de la Bomba J-3203 pasa por
una serie de filtros, como lo son el Filtro de Solución de Amina L-3201, Filtro de Carbón L-
3202 y el Filtro para Partículas en la Amina L-3203, con el fin de remover partículas sólidas e
hidrocarburos que puedan estar presentes en la solución. La solución filtrada se recircula
nuevamente a la succión de la Bomba J-3203 A/B, desde donde se impulsa la amina regenerada
a las Torres de Absorción de las distintas Unidades (ENAP Refinería Aconcagua).
A continuación, en la Figura 6, se muestra el esquemático del Circuito de DEA.
30
Figura 6. Circuito DEA: Unidad Regeneradora de Aminas
31
9.2 Circuito MDEA: Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas
con MDEA
Es un circuito cerrado de amina MDEA en donde se trata Fuel Gas ácido. El gas proviene de
las plantas de Topping, Cracking Catalítico, Hidrotratamiento de Nafta e Hidrotratamiento de
Diésel. Tiene una capacidad de tratamiento de gas de 133.896 Nm3/d y una capacidad de
recirculación de amina de 571 m3/d (ENAP Refinería Aconcagua). El esquemático del Circuito
de MDEA se muestra en la Figura 7.
El Fuel Gas ácido ingresa al Separador de gotas F-573, en el cual se retienen agua e
hidrocarburos, para posteriormente ingresar a la Torre Absorbedora E-570 por la parte inferior
de esta. En la Torre Absorbedora el Fuel Gas entra en contacto con un flujo descendente de
MDEA. La amina reacciona con el H2S del gas formando hidróxido de metildietanolamina, el
cual queda retenido en el líquido, mientras que el gas libre de ácido atraviesa un demister ubicado
en la parte superior del Absorbedor E-570 y va al sistema general de Fuel Gas (ENAP Refinería
Aconcagua).
La solución de amina rica en componentes ácidos sale por el fondo de la Torre Absorbedora E-
570 y entra a la Torre Regeneradora E-571, luego de ser precalentada en el Intercambiador
Carga/Fondo C-570 A/B, donde recibe el calor de la corriente de amina pobre proveniente del
Reboiler C-572. En la Torre Regeneradora la amina rica fluye hacia el fondo en contracorriente
al vapor producido en el Reboiler C-572. Por efectos de temperatura se invierte la reacción de
absorción, desprendiéndose los componentes ácidos. La corriente de gases ácidos sale por el
tope de la Torre y es enfriada en el Condensador C-571, condensando el vapor de agua, tras lo
cual entran al Acumulador F-571. El gas de ácido sale por el tope del Acumulador y es enviado
a las Unidades Recuperadoras de Azufre (ENAP Refinería Aconcagua).
La solución de amina regenerada va al Intercambiador Carga/Fondo C-570 A/B donde es
enfriada y recogida en el acumulador F-570. Desde el Acumulador en succionada por las Bombas
J-570 A/B y enviada a la Torre Absorberdora E-570, pasando previamente por el Enfriador C-
573. Una corriente de MDEA derivada del flujo principal de amina pobre pasa a través de los
Filtros L-570 y L571. Esta corriente se une al flujo principal antes de ingresar a la torre de
absorción (ENAP Refinería Aconcagua).
32
Figura 7. Circuito MDEA: Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA
33
9.3 Circuito DEA: Unidad de Desulfurización de Gasolinas
Esta es una sección de la Unidad de Desulfurización de Gasolinas en donde se trata Gas de
Reciclo ácido proveniente de la misma unidad. Este circuito tiene una capacidad de tratamiento
de gas de 58.440 Nm3/d y una capacidad de recirculación de amina de 148 m3/d (ENAP
Refinaría Aconcagua). El esquemático de este circuito se muestra en la Figura 8.
El gas tratado en el Absorbedor se divide en dos corrientes. El flujo principal de gas se deriva al
depósito F-1704 y el otro flujo es una purga al sistema de Fuel Gas. La corriente de DEA rica
obtenida en el Absorbedor de amina E-1702 entra al Depósito Flash F-1706 en donde se
remueven los hidrocarburos livianos de la amina. El gas obtenido se envía al sistema de Fuel Gas
y el líquido se envía a la Torre Regeneradora E-1704. Antes de entrar a la torre, la corriente de
amina rica es calentada por la corriente de amina pobre en el Intercambiador Carga/Fondo C-
1717 A/B (ENAP Refinaría Aconcagua).
En el Regenerador E-1704 el H2S que contiene la corriente de amina rica será despojado y saldrá
por el tope de la columna, para luego ser parcialmente condensado en el Aeroenfriador del tope
del Regenerador C-1718. Ambas fases serán separadas en el Acumulador de Reflujo F-1708. El
gas ácido desde el Regenerador se envía a la Unidad Recuperadora de Azufre o se envía al sistema
de Blowdown. El líquido acumulado en el F-1708 es bombeado por las Bombas de Reflujo del
Regenerador J-1710 A/B y devuelto a la parte superior de la columna. La Torre Regeneradora
E-1704 es rehervida con el vapor de Media Presión en el Rehervidor C-1719. El producto de
fondo de la Regeneradora (amina pobre proveniente del C-1719) se enfría en el Intercambiador
Carga/Fondo C-1717 y se bombea por las Bombas de amina pobre J-1709 A/B. Esta corriente
de amina pobre se enfría en Aeroenfriador de amina pobre C-1720, para que alcance la
temperatura necesaria para la absorción (ENAP Refinaría Aconcagua).
Antes de entrar al Absorbedor E-1702, la amina pobre pasa a través de los Filtros de Cartuchos
L-1704 A/B para eliminar las partículas grandes y desechos producto de la degradación de la
amina. Luego, la amina pobre fluye hacia los Filtros de Carbón L-1705 A/B para eliminar
productos que han resultado de la degradación de la amina y finalmente la amina pobre circula
por los Filtros de Cartuchos L-1713 A/B para retener partículas más finas de carbón presentes
en la corriente (ENAP Refinaría Aconcagua).
34
Figura 8. Circuito DEA: Unidad de Desulfurización de Gasolina
35
10. Problemas operacionales en Unidades de Aminas
En esta sección se identifican y describen una serie de problemas o deficiencias operacionales
comúnmente encontradas en las unidades de aminas (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
10.1 Incumplimiento de las especificaciones del producto
Los problemas de especificación del producto, relacionado con la especificación de H2S en el
gas o líquido tratado, pueden ser el resultado del poco contacto (baja eficiencia) entre este y la
amina, causado por espuma o problemas mecánicos en el absorbedor. En el caso de la espuma,
restos de gas quedan atrapados en burbujas, no ocurriendo el contacto con el solvente,
resultando en una transferencia de masa deficiente desde el gas/líquido con ácidos hacia la
solución de amina. En el caso de problemas mecánicos, pueden existir daños en el empaque de
la torre, obstaculizando así la transferencia de materia entre el gas/líquido alimentado y la
solución de amina (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
A modo general, factores que generan problemas de especificación en el gas tratado son:
Flujo de circulación de amina demasiado baja
Inadecuada regeneración de la amina
Amina contaminada
Inadecuada temperatura de la solución de amina
Inadecuada temperatura del gas alimentado
Espuma en el Absorbedor
Cambio en las condiciones del gas alimentado
Daño mecánico en el absorbedor o regenerador
Fugas en Intercambiador Carga/Fondo
36
10.2 Corrosión
La corrosión es el problema más común en las plantas de tratamiento de aminas. Las áreas de la
planta en donde se genera más corrosión son el Regenerador, Rehervidor y el Intercambiador
Carga/Fondo (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
10.2.1 Tipos de corrosión
Entre los tipos de corrosión existentes en las unidades se aminas se encuentra (Sheilan, Spooner,
& van Hoorn, 2008):
Corrosión general: Es el tipo de corrosión más conocida. Se caracteriza por un deterioro
uniforme del material en toda el área expuesta. Aunque este tipo de corrosión destruye
una gran cantidad de material anualmente, la vida del equipo se puede monitorear y
predecir con precisión mediante simples pruebas de corrosión.
Corrosión por grietas o fisuras: Se forma en grietas o uniones de piezas metálicas. Es
causada por agotamiento de oxígeno o cambios en la acidez. Los iones Cloruro
contribuyen en gran medida a esta corrosión. Frecuentemente, esta corrosión se
encuentra en las uniones de los tubos en los intercambiadores de calor y rehervidores.
Corrosión por picadura: Corrosión altamente localizada e intensa en donde se producen
picaduras de penetración rápida y destructiva. Generalmente se presenta en zonas con
baja corrosión generalizada. Los fallos del equipo debido a picaduras son a menudo,
bastante repentinos e inesperados. Los iones de haluros, especialmente de cloruros, y las
áreas estancadas generalmente promueven la corrosión por picadura. El acero al carbono
es más resistente a la corrosión por picaduras que el acero inoxidable.
Corrosión por erosión: Los altos flujos y la turbulencia de estos aceleran el ataque
corrosivo. Se agrava en presencia de partículas en suspensión o burbujas. Es prominente
en las válvulas, bombas, sopladores e impulsores.
Corrosión bajo tensión: Presencia simultánea de tensión de tracción y medios corrosivos.
La tensión por estrés, puede ser por estrés interno residual en el metal o estrés aplicado
externamente. Otros factores que agravan este tipo de corrosión son: temperatura de
operación, composición química de la solución de amina y composición y estructura del
metal.
37
Corrosión por daño de hidrógeno: daño causado por la presencia o la interacción del
metal con hidrógeno. En un sistema de aminas, el daño por hidrógeno se limita a
ampollas, fragilidad o ataque.
10.2.2 Factores que contribuyen a la formación de corrosión
Entre los factores que contribuyen a la formación de corrosión en las unidades de amina se
encuentran (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008):
Tipo de amina y concentración de amina: El potencial de generar corrosión de una amina
varía dependiendo de que amina se trate y de la concentración de esta. MEA es la amina
más corrosiva, mientras que MDEA es la menos corrosiva. En cuanto a la concentración,
generalmente, una solución con mayor concentración de amina, puede generar una
mayor corrosión. Para aminas menos corrosivas, la concentración máxima permitida es
superior. Para DEA, la concentración es limitada a 25% en peso, y en el caso de MDEA,
la concentración usualmente se limita a 50% en peso. En la Figura 9, se muestran las
tasas de corrosión dependiendo del tipo de amina y de su concentración en solución
(DuPart, Bacon, & Edwards, 1993).
Figura 9. Tasas de corrosión según tipo y concentración de amina en solución acuosa, medidas a 98°C
38
Carga ácida: La carga ácida corresponde a la cantidad de ácido presente en la solución de
amina. Se calcula con la siguiente relación (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008):
𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 á𝑐𝑖𝑑𝑎 =
𝑀𝑜𝑙𝑒𝑠 𝐻2𝑆 + 𝑀𝑜𝑙𝑒𝑠 𝐶𝑂2
𝑀𝑜𝑙𝑒𝑠 𝑑𝑒 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎
(2)
Mientras mayor es la carga ácida de la corriente de amina, mayor es el riesgo de corrosión.
Se recomienda que la carga ácida en la amina rica sea inferior a 0,4 mol/mol para
unidades que utilicen DEA y 0,45 para unidades que utilicen MDEA (Sheilan, Spooner,
& van Hoorn, 2008).
Sales de amina térmicamente estables (STE): Son productos de la reacción entre la amina
y ácidos más fuertes que H2S y CO2 y que no se disocian en el Regenerador, por lo que
son estables térmicamente. Son corrosivas y aumentan la corrosividad de la solución. Su
contenido debe ser limitado a 1 o 2 % en peso (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Elevadas temperaturas: Las altas temperaturas del proceso tienden a promover la ruptura
del gas ácido y a tener un efecto sobre el pH de la solución de amina, ya que el pH tiende
a disminuir al aumentar la temperatura. Al ser menor el pH, el riesgo de corrosión
aumenta (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Altas velocidades: Las velocidades de la solución de amina deben ser limitadas para
controlar la corrosión y/o erosión causada por la presencia de partículas sólidas, así
también la causada por el flasheo del gas ácido debido a una caída de presión excesiva.
La velocidad en intercambiadores de calor debe ser limitada a 1 m/s, mientras que la
velocidad en las líneas debe limitarse a 2 m/s (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
10.2.3 Sulfuro de Hierro
Gran parte de la unidad de aminas es construida con acero inoxidable. El Hierro del acero
reacciona con H2S para formar una capa de FeS en la superficie de la tubería que protege al acero
del ataque de la corrosión (The Dow Cemical Company, 2016). La Ecuación 3 muestra la
reacción entre Fe y H2S.
𝐹𝑒 + 𝐻2𝑆 ↔ 𝐹𝑒𝑆 + 𝐻2 (3)
39
Siempre que esta capa esté intacta, la corrosión en las unidades de amina, suele ser baja. En la
Figura 10 se muestra el contraste entre superficies con y sin la película protectora de FeS (The
Dow Cemical Company, 2016).
Figura 10. Contraste entre superficies del fondo de una regeneradora sin FeS y con FeS
Esta capa de sulfuro de hierro puede desgastarse por la alta velocidad de flujo o por turbulencia
del fluido. Un alto contenido de STE aumenta la viscosidad y la densidad de la solución de amina.
Al mismo tiempo, si se requieren mayores velocidades para hacer circular suficiente amina para
el proceso de absorción de gas ácido, la velocidad de circulación de la solución aumenta. Esta
combinación puede dar como resultado la erosión de la capa protectora de sulfuro de hierro que
expone el acero a un mayor ataque de sulfuros y mayores tasas de corrosión (The Dow Cemical
Company, 2016).
En el caso del CO2, se forma una capa de FeCO3. El FeCO3 no es un protector tan eficiente
como FeS. La Ecuación 4 muestra la reacción que forma FeCO3 (Sheilan, Spooner, & van Hoorn,
2008).
𝐹𝑒 + 𝐻2𝐶𝑂3 ↔ 𝐹𝑒𝐶𝑂3 + 𝐻2 (4)
Es por esta razón que el H2S tiende a corroer mayores superficies y el CO2 genera corrosión tipo
picadura. La corrosión por picadura es más severa que la corrosión general, debido a la
posibilidad de romper la pared de un equipo o tuberías (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
40
10.2.4 Otros contaminantes que aceleran la corrosión
La presencia de algunos contaminantes también puede contribuir a la formación de corrosión
(Beke, 2010). Entre estos contaminantes se encuentran:
Excesivo bisulfuro de amonio en la parte superior del regenerador. Este compuesto es
capaz de penetrar la capa de sulfuro de hierro que se forma en las paredes de las tuberías
y atacar el acero.
Los altos niveles de iones de cloruro en la solución de amina pueden atacar las aleaciones
de acero inoxidable usadas en áreas propensas a la corrosión de la unidad de amina
El oxígeno y el acero húmedo rápidamente pueden dar como resultado oxido. El acero
oxidado se convierte inmediatamente en sulfuro de hierro. Este sulfuro de hierro no está
unido a la pared de la tubería, por lo que no forma parte de la capa protectora de sulfuro
de hierro, de manera que es libre de circular en la solución de amina. Estas partículas
sólidas en la solución pueden ser abrasivas para el sulfuro de hierro de la capa protectora,
exponiendo nuevamente la superficie de acero al ataque por corrosión.
10.3 Espuma de la solución
La formación de espuma en las torres es uno de los problemas más persistentes. Contribuye
significativamente a las pérdidas de amina por arrastre, a la pérdida de capacidad de tratamiento
y a la falta de especificación del producto. Puede ocurrir en el absorbedor o regenerador y suele
ir acompañada de un aumento notorio en el diferencial de presión de la torre. Los factores que
pueden aumentar las características de espuma de una solución son una disminución en la tensión
superficial o un aumento de la viscosidad de la solución de amina (Amine Filtration Company).
La espuma, usualmente esta atribuida a los siguientes factores:
Sólidos en suspensión y material particulado
Hidrocarburos líquidos
Ácidos orgánicos en el gas de entrada
Agentes tenso activos contenidos en inhibidores de corrosión, fluidos de tratamiento,
aceites y lubricantes
Productos de degradación y descomposición de amina
Presencia Sales de amina térmicamente estables
41
Filtros de algodón
Contaminantes en agua de reposición
Exceso de inyección de antiespumante
Temperatura de amina pobre demasiado baja
10.4 Pérdidas de Amina
Las principales causas de pérdidas de solución de amina se deben a (Sheilan, Spooner, & van
Hoorn, 2008):
Causas mecánicas
Arrastre debido a espuma y solubilidad
Arrastre debido a emulsión
Vaporización de la amina
Degradación de amina
Inundación de torre absorbedora
10.5 Sales de amina térmicamente estables
Las Sales de Amina Térmicamente Estables (STE) se forman cuando trazas de componentes
ácidos, distintos a H2S y CO2, reaccionan con la amina formando sales de amina solubles. Estas
sales no se pueden regenerar en la torre regeneradora como si lo hace el complejo H2S/CO2-
amina. La amina que se encuentra unida en la STE tampoco podrá reaccionar con gas ácido en
el proceso de absorción, por lo que la capacidad del sistema se ve reducida. En la Figura 11 se
muestran “sales” formadas a partir de la unión de un ácido y la amina que pueden ser regeneradas
en la torre regeneradora (Waite, Cummings, & Smith, 2013).
Figura 11. Sales de amina que pueden ser regeneradas.
42
En contraste, en la Figura 12 se muestran las sales térmicamente estables que no pueden ser
regeneradas (Waite, Cummings, & Smith, 2013).
Figura 12. Sales de amina que no pueden ser regeneradas
Los principales problemas relacionados con la presencia de sales térmicamente estables en una
planta de amina son (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008):
Disminución de la capacidad del sistema de aminas
Corrosión severa
Problemas operacionales como pérdidas excesivas de amina, alta frecuencia de cambio
de filtro y bajo rendimiento del sistema de aminas.
Ya que no se puede evitar la formación de estas sales, es importante identificar y en lo posible,
evitar la presencia de los ácidos responsables de la formación de STE. En la Tabla 9 se muestran
las fuentes de contaminación de los ácidos formadores de estas sales (Baumeister, Souza, & Ihle
Rusque, 2010).
43
Tabla 9. Fuentes de contaminación de ácidos responsables de la formación de STE
Anión Fuente
Cloruro Agua de Reposición
Sales presentes en el gas de entrada
Nitrato/Nitrito Agua de reposición
Inhibidores de corrosión
Sulfato/Sulfito/Tiosulfato Productos de la oxidación de especies de azufre
Componentes en el gas
Formiato/Oxalato/Acetato
Ácido en el gas de entrada
Degradación por oxígeno
Degradación térmica
Tiocianato
Productos de la reacción H2S y CN
Coker
Hidrotratamiento
Fosfato
Inhibidores de corrosión
Ácido fosfórico en carbón activado
Filtros de algodón
10.6 Ensuciamiento
Un problema común es la acumulación de sarro o lodo en las bandejas de las columnas o en
áreas de baja velocidad de la unidad. Esto genera una asfixia gradual de los agujeros de las
bandejas, pudiendo producirse inundación y pérdida de capacidad de gas en la columna. Se
produce por acumulación de ceras, asfaltenos, partículas o restos de hidrocarburos aglomerados.
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
10.7 Corta vida útil de filtros de partículas
Generalmente, debido a los problemas asociados a las unidades de amina, los filtros de partículas
deben ser cambiados muy frecuentemente (Amine Filtration Company). La corta vida útil de los
filtros de partículas se puede deber a los siguientes factores:
Exceso de sólidos suspendidos en el gas de entrada
Relación Flujo/área de filtro muy alta
44
Material del filtro incompatible o ineficiente
Presencia de sólidos plásticos como asfaltenos o ceras. Estos sólidos forman una película
delgada sobre el material del filtro que causa que la presión diferencial aumente
rápidamente
Lodo oscuro, formado por hidrocarburos y sólidos. Esto se deposita en el medio
filtrante lo que causa que la presión diferencial aumente rápidamente
Taponamiento de poros de medio filtrante, lo que causa que la presión diferencial
aumente rápidamente
Diseño incorrecto del elemento filtrante.
10.8 Contaminantes en el Sistema de Aminas
La presencia de contaminantes en la solución de amina contribuye directamente a gran parte de
los problemas anteriormente mencionados. Una de las principales fuentes de contaminación de
las unidades de aminas es la misma alimentación de gas. A continuación, se enumeran distintos
contaminantes presentes en las unidades de amina y el efecto que pueden generar (Haws, 2001).
Asfaltenos: Pueden estar presentes como partículas sólidas y pueden ayudar en la
formación de espuma y emulsión.
Ceras: Son generalmente depósitos cristalinos, solubles en petróleo crudo y otras
corrientes de hidrocarburos. Tienden a depositarse en muchos lugares dentro de las
unidades de amina.
Agua: Las corrientes de gas ácido que contienen agua son mucho más corrosivas. Esta
corrosión es causada por la hidrólisis o disociación de gases ácidos en el agua. Además,
algunas corrientes de agua pueden contener altas concentraciones de sales, causando no
solo la contaminación de la unidad de procesamiento de gas, sino también las fallas en
algunos equipos.
Oxígeno: La presencia de oxígeno provoca la formación de STE, además de provocar
la degradación de la amina.
Azufre: Actúa como oxidante y degrada las aminas. Es altamente corrosivo si se
encuentra en sistemas de aminas circulante.
45
Amoniaco: El amoniaco es solubles en soluciones de aminas, por lo que la presencia de
cualquier amoniaco en la corriente de alimentación dará como resultado cantidades
significativas de amoniaco en la amina rica, que se concentra en el circuito de reflujo del
regenerador y genera problemas de deposición de sólidos. El amoniaco reacciona tanto
como con H2S como con CO2 para formar sales de amonio que pueden precipitar
posteriormente.
Sales: Principalmente cloruro de calcio y sodio. Estas sales pueden precipitar a altas
temperaturas y generar corrosión por grietas.
Aceites de lubricación de compresores: Generan formación de espuma.
Sulfuros de hierro y óxidos de hierro: Comúnmente provienen de la corrosión.
Pueden provocar taponamiento y agravar la corrosión.
Restos de hidrocarburos: Pueden contribuir a la formación de espuma y
ensuciamiento.
10.9 Degradación de aminas
En general, las aminas primarias y terciarias tienen una buena resistencia a la degradación, sin
embargo, un mal manejo de la operación podría generar casos de degradación de amina severos.
La degradación de las aminas puede darse tanto química, como térmicamente. En cuanto a la
degradación química, es causada, en gran parte, por la reacción de DEA con CO2, generando
productos de degradación. La amina también puede degradarse en presencia de sólidos,
contaminantes e impurezas. Además, todas las aminas se degradan en presencia de oxígeno. En
el caso de la degradación térmica, en general, las aminas se degradan a temperaturas superiores
a los 130°C (Haws, 2001).
La degradación de la amina reduce la capacidad del sistema de aminas. Además, los productos
de degradación formados pueden tener efectos asociados a:
Formación de espuma
Formación de Sales Térmicamente Estables
Ensuciamiento
Corrosión
Efectos ambientales
46
11. Recomendaciones para optimizar condiciones
del proceso
Considerando los problemas y deficiencias de las Unidades de Amina anteriormente
mencionados, se realizan recomendaciones para alcanzar los siguientes objetivos (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008):
Lograr la especificación de productos
Lograr la confiabilidad de las unidades
Minimizar el consumo de energía en las unidades
Las recomendaciones realizadas en esta sección contemplan:
Recomendaciones de diseño
Recomendaciones de manejo de variables operacionales
Recomendaciones de seguimiento analítico
11.1 Recomendaciones de diseño y operacionales
En la Figura 13 se resumen las condiciones de operación óptimas para una Unidad de Aminas.
Los parámetros a optimizar son detallados a continuación en esta sección (Bryan Research &
Engineering, Inc, 2015) (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
47
Figura 13. Condiciones óptimas de operación para unidades de aminas
48
11.1.1 Temperatura de amina pobre
La solución de amina pobre que ingresa al absorbedor debe ser entre 5 y 10 °C más alta que la
temperatura del gas alimentado, para evitar la condensación de los hidrocarburos presentes en
este, ya que esta podría generar la formación de espuma. Óptimamente, la temperatura de la
amina pobre debe ser cercana los 40 °C, ya que, a temperaturas inferiores, es mayor la viscosidad
de la amina, lo que dificulta el contacto entre las fases, y disminuye la absorción. En la Figura
14 se muestra como varía la viscosidad de la amina con la temperatura. Por otro lado, las
temperaturas altas en la corriente de amina pobre deben ser evitadas, ya que pueden conducir a
un mal rendimiento de la amina o a pérdidas de solución, debido a una vaporización excesiva.
Se recomienda que la temperatura de amina pobre se encuentre entre 35 y 50°C (Bryan Research
& Engineering, Inc, 2015).
Figura 14. Viscosidad de amina según temperatura
11.1.2 Temperatura de gas de alimentación
Idealmente, la temperatura del gas de entrada debe encontrarse entre 30 y 45°C. Esto debido a
lo expuesto en el punto anterior con respecto a la temperatura de amina pobre recomendada
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
49
11.1.3 Temperatura del absorbedor
La temperatura en el absorbedor se regirá por la absorción exotérmica de los gases ácidos. Es
importante que la temperatura de la amina se mantenga por debajo del valor máximo
recomendado por el proveedor. El perfil de temperaturas en un absorbedor variará dependiendo
las condiciones de la absorción. En las Figuras 15 y 16 se muestra el perfil de temperaturas de
un absorbedor de 7 etapas, según amina utilizada y según composición de amina (Bryan Research
& Engineering, Inc, 2015).
Figura 15. Perfil de Temperatura en absorbedor según amina utilizada
Figura 16. Perfil de Temperatura en absorbedor, según concentración de MDEA utilizada
50
Como se puede apreciar, no se puede esperar un perfil de temperaturas óptimo para todas las
situaciones, incluso cuando se trata de la misma amina, es por esta razón que no se puede
establecer un óptimo de temperatura de operación para la absorción de manera generalizada. La
temperatura óptima de operación variará dependiendo de la cantidad de gas ácido que se
absorbe, la amina que se usa y el flujo de esta. Generalmente las absorbedoras operan en un
rango de 40 a 60 °C (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
11.1.4 Presión del absorbedor
El absorbedor debe ser operado a la mayor presión posible, ya que la absorción se ve favorecida
a altas presiones. Generalmente se opera a la presión del gas alimentado, para operar a la mayor
presión posible sin utilizar compresión adicional. La presión típica de operación de un
absorbedor es entre 4 y 15 kg/cm2(g) (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.5 Torre Absorbedora de LPG
Cuando la unidad de amina trata LPG, la regla general para determinar el diámetro del
absorbedor es que el flujo combinado de LPG y amina debe equivaler a 30-45 m3/h/m2 de la
sección transversal del absorbedor. Se recomienda utilizar empaque de cerámica o acero, para
que la amina moje el empaque asegurando el contacto de este con LPG. Generalmente se utilizan
empaques de 1 ½ -2 [in] con 2 o 3 secciones de empaque de 3 m de alto cada sección (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tanto la velocidad del distribuidor de LPG, como la velocidad de amina son factores
importantes. La velocidad del distribuidor debe ser lo suficientemente alta para permitir una
mezcla adecuada en las bandejas o el empaque, pero no tan alta como para que se forme una
emulsión que dificulte la separación de las fases. La velocidad del distribuidor de LPG
recomendada es de 23 m/min, mientras que la velocidad superficial del hidrocarburo, por
criterios de diseño, no debe exceder los 40 m/h. La velocidad de entrada de la amina debe
limitarse a 52 m/min para reducir la interferencia con el LPG que sube a través del absorbedor.
La velocidad superficial de la amina debe limitarse a 18 m/h (Sheilan, Spooner, & van Hoorn,
2008).
Otro factor importante es el tamaño de la gota de hidrocarburo. El tamaño de los orificios del
distribuidor de LPG es típicamente de ¼ [in]. Los orificios más grandes producen gotas no
uniformes y los orificios más pequeños producen gotas más pequeñas, lo que puede generar
51
emulsión, aumentando el potencial de arrastre de amina en la absorción (Sheilan, Spooner, &
van Hoorn, 2008).
Se recomienda también, contar con un tanque colaescedor aguas abajo del absorbedor para
ayudar a la eliminación de la amina retenida del hidrocarburo. El tiempo combinado de residencia
entre el absorbedor y coalescedor debe ser de 20-30 minutos. También se debe considerar un
sistema de agua de lavado recirculante para ayudar en la separación. El lavado con agua reduce
la viscosidad de la amina arrastrada y ayuda a la desconexión en el tanque de decantación (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
En cuanto a la alimentación de amina pobre, se recomienda que la relación de flujos de
LPG/amina sea entre 10:1 y 30:1. Además se recomienda que la temperatura de amina pobre se
encuentre entre 35-50 °C (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.6 Presión Estanque Flash
A medida que se reduce la presión del estanque flash, aumenta la recuperación de hidrocarburos.
Sin embargo, la presión mínima de operación del estanque flash se determina por el equipo
ubicado aguas abajo. La presión en el estanque flash debe ser lo suficientemente alta para permitir
el paso del fluido a través del Intercambiador Carga/Fondo y de cualquier otro equipo
intermedio (por ejemplo, filtros de remoción de partículas). Además, debe haber la suficiente
carga hidrostática en el fluido para que este llegue a la parte superior del regenerador. Un valor
común es una presión 3 o 4 kg/cm2 (g) más alta que la presión del regenerador (Bryan Research
& Engineering, Inc, 2015).
11.1.7 Filtración de amina pobre
El sistema de filtración debe ser instalado en la corriente de amina pobre ya enfriada. Los filtros
deben ser dispuestos en serie, tal como se muestra en la Figura 13.
El filtro de cartucho debe ser instalado aguas arriba de un filtro de carbón, para proteger el lecho
de carbón de partículas sólidas contaminantes. Aguas abajo al filtro de carbón debe ser instalado
un segundo filtro de cartucho para retener partículas de carbón que puedan circular en la
corriente de amina. Idealmente debiese filtrarse, al menos, un 20% del total de la corriente de
amina (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
52
Filtros de cartucho
La caída de presión en los filtros de cartucho no debe superar los 1,5 kg/cm2(g), de manera de
no sobrecargar el filtro y provocar su colapso. El flujo máximo permitido se adecúa de manera
que no se sobrepase esta caída de presión. Como la caída de presión va aumentando a medida
que el filtro se va ensuciando, se recomienda realizar el cambio de filtro cuando la caída de
presión esté cercana a los 1,3 kg/cm2(g) (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Se recomienda que se utilicen filtros de 10 [µm] absolutos. En caso de que se forme betún
(Sulfuro de hierro) en los filtros, se requiere una filtración más rigurosa. En estos casos se
recomiendan filtros de 5 [µm] absolutos (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Filtros de carbón activado
Los filtros debiesen tener al menos entre 2,5 y 3 metros de alto y un tiempo de residencia de 15
minutos. Se recomienda utilizar filtros de carbón bituminoso, ya que estos tienen una amplia
gama de diámetros de poros (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
La vida útil de un filtro de carbón variará dependiendo del nivel de contaminantes y del flujo de
circulación de amina. Generalmente poseen una vida útil cercana a los 4 o 6 meses. Para
determinar si es necesario realizar el cambio de un filtro se pueden considerar los siguientes
criterios (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Aumento en la caída de presión del lecho de carbón
Formación de espuma
Cambio en el color de la amina
11.1.8 Filtración de amina rica
El uso de la filtración de amina rica se justifica en algunos casos, especialmente si se tiene una
amina rica con sólidos suspendidos considerables (>5ppm). También es recomendable en casos
en que los intercambiadores de calor sufren periódicamente de deposiciones. La filtración de
corrientes de amina rica es más compleja y presenta mayores riesgos en comparación con la
filtración de aminas pobres, por lo que se recomienda tomar precauciones adicionales, sobre
todo al momento de realizar la mantención de los filtros, debido al riesgo de exposición a H2S.
53
Los filtros deben instalarse aguas abajo del estanque flash para evitar el flasheo del gas en el
filtro. No se recomienda el uso de filtros de carbón activado, ya que pueden contribuir a la
formación de espuma, además de que existe mayor complejidad del mantenimiento de estos,
relacionado con la mayor concentración de H2S (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.9 Estanque Surge
El estanque surge de almacenamiento debe funcionar a una temperatura por encima del punto
de congelación de la amina y debe operar en su interior con una capa de un gas inerte, como
nitrógeno, cubriendo la amina, para evitar la degradación de esta en presencia de oxígeno
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.10 Etapa de alimentación al regenerador
Al alimentar la amina rica lo más cerca posible del tope del regenerador, se maximiza la cantidad
de etapas por las que pasa la amina antes de salir del regenerador. A pesar de esto, es preferible
alimentar la amina rica un poco más debajo de la etapa superior, ya que esta configuración
permite que la amina entre en contacto con la corriente de reflujo fría antes de que cualquiera de
estas dos corrientes salga por el tope de la torre. De esta manera se logra reducir pérdidas de
amina (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
11.1.11 Temperatura de alimentación al regenerador
Generalmente, la temperatura de amina rica a la salida del intercambiador carga/fondo debe
estar entre 95 y 100 °C. Se trabaja en estos límites de temperaturas incluso cuando la corriente
de amina pobre sea capaz de elevarla aún más. Esta recomendación equilibra dos efectos
competitivos: maximizar la integración de calor y evitar una vaporización significativa. Una
temperatura muy alta podría generar corrosión tipo picadura en el intercambiador carga/fondo,
y una temperatura inferior implicaría un aumento al requerimiento del rehervidor y corrosión en
la torre y en el rehervidor (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
11.1.12 Presión en el regenerador
La desorción se favorece a baja presión. El límite inferior de presión es dictado por el equipo
aguas abajo. Por ejemplo, el gas ácido obtenido en la Unidad Regeneradora de Aminas es enviado
a la Unidad Recuperadora de Azufre, por lo que la presión en el regenerador deberá ser lo más
54
baja posible, pero lo suficientemente alta para que el fluido llegue a esta unidad (Bryan Research
& Engineering, Inc, 2015).
11.1.13 Temperatura Tope Regenerador
Con el fin de asegurar una separación adecuada, mientras que al mismo tiempo se optimiza la
utilización de energía, la temperatura de tope debe controlarse ajustando el flujo de vapor al
rehervidor. La temperatura de tope del regenerador, óptimamente, debe encontrarse entre 105 y
110 °C (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
11.1.14 Temperatura Fondo Regenerador
La temperatura en el fondo del regenerador debe ser inferior a 130°C, de manera de evitar la
degradación térmica de la amina (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
11.1.15 Temperatura en salida de Condensador de Tope
La temperatura en la salida de este condensador debe encontrarse entre de los 45 y 50°C. Si esta
temperatura es más baja, se incrementa el riesgo de corrosión tipo fisura y tipo picadura. Si la
temperatura es superior, el contenido de agua en el gas que se envía a las Unidades
Recuperadoras de Azufre puede ser muy alto. Esto se desea evitar, ya que el agua en una corriente
ácida se considera un contaminante. En el proceso de recuperación de azufre, la presencia de
agua reduce la cantidad de producción de azufre (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.16 Rehervidor
El servicio del rehervidor tiene un fuerte impacto en la regeneración de la amina. Cuanto mayor
sea el calor entregado por el rehervidor, menor será la concentración de H2S en la amina pobre
y más puro resultará el gas dulce. El calor del rehervidor se obtiene a través del uso de vapor
saturado. Se debe evitar la utilización de vapor sobrecalentado. La temperatura del vapor
saturado no debe superar los 160 °C, y la temperatura de pared en el rehervidor no debe superar
los 185 °C, de modo de evitar la degradación térmica de la amina (Sheilan, Spooner, & van
Hoorn, 2008).
11.1.17 Consumo de vapor
El consumo de vapor hace referencia a la cantidad de vapor de agua utilizado para lograr la
regeneración en relación con la carga de hidrocarburo ácido alimentado. Se recomienda que
55
consumo de vapor expresado en función del volumen de carga sea inferior a 160 kg de vapor
por m3 carga para evitar un excesivo consumo energético (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.18 Purga Salida de Acumulador de Reflujo
Es necesario realizar una purga de reflujo desde la salida del acumulador de reflujo, para
disminuir la concentración de Sales de Amonio en el reflujo, ya que estas pueden contribuir a la
formación de corrosión. En el caso de contar con un análisis de laboratorio que indique la
concentración de sales de amonio en la corriente de reflujo, se debe ajustar el flujo purgado de
manera de mantener un 2% en peso de sales en el reflujo. En caso contrario, el flujo de purga se
ajusta a 10% el caudal de reflujo (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.19 Caída de presión en las torres
Se debe contar con un instrumento medidor de presión diferencial en el absorbedor y stripper,
con el fin de monitorear la caía de presión a través de las bandejas o empaques. La diferencia de
presión debe ser medida desde justo por debajo de la primera bandeja o sección de empaque,
hasta justo por encima de la última bandeja o sección de empaque. Un fuerte aumento en la
presión diferencial del absorbedor o regenerador indica que existe problemas de fsweormación
de espuma en el sistema. En contraste, un bajo diferencial de presión indica ensuciamiento en
las bandejas o empaque (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
11.1.20 Velocidades de flujo de amina
Las velocidades de la solución de amina no deben exceder de 1 m/s en líneas de acero carbono
y 2 m/s en líneas de acero inoxidable, para evitar la corrosión de las líneas. También se
recomienda que la velocidad de flujo en intercambiadores sea menor a 1 m/s (Sheilan, Spooner,
& van Hoorn, 2008).
56
11.2 Recomendaciones analíticas
11.2.1 Concentración de amina
Generalmente, una mayor concentración de amina, aumenta el potencial corrosivo de la solución
de amina. Además, concentraciones de amina muy altas generan un aumento en la viscosidad
de la solución de amina, que, como ya se mencionó, puede perjudicar la absorción de ácido
sulfhídrico. En la Figura 17 se muestra la variación de la viscosidad de la solución de amina en
función de la concentración de esta (Bryan Research & Engineering, Inc, 2015).
Figura 17. Viscosidad según concentración de amina
La concentración en las soluciones de amina, tanto de DEA como MDEA, no deben exceder
los valores mostrados en la Tabla 10 (The Dow Cemical Company, 2016).
Tabla 10. Concentración de amina permitida
DEA MDEA
Concentración amina pobre [% peso] 25-35 40-50
Generalmente, las concentraciones de amina se encuentran en el límite superior permitido, ya
que concentraciones muy bajas, incrementan el requerimiento de circulación de amina.
57
11.2.2 Carga ácida
Como se mencionó anteriormente, una alta carga ácida incrementa el riesgo de corrosión, por
esta razón las cargas ácidas de las corrientes de amina no deben exceder los valores mostrados
en la Tabla 11 (The Dow Cemical Company, 2016).
Tabla 11. Carga ácida permitida
DEA MDEA
Carga ácida amina rica [mol/mol] 0,5 0,5
Carga ácida mina pobre [mol/mol] 0,07 0,01
11.2.3 Calidad del agua de reposición
Es importante considerar los contaminantes que pudiese ingresar al sistema de aminas mediante
el agua de reposición, ya que estos pueden contribuir a la formación de corrosión y espuma
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008). El agua de reposición no debiese contener más de:
100 ppm de sólidos disueltos totales
50 ppm de dureza total como ion de calcio
2 ppm de ion cloruro
3 ppm de ion de sodio
10 ppm de hierro disuelto
11.2.4 Concentración de Sales Térmicamente Estables
La presencia de STE puede ocasionar problemas como disminución de la capacidad del sistema,
corrosión excesiva, espuma, y problemas operacionales como excesivas pérdidas de amina o alta
frecuencia de cambio de filtro. Es por esto que la cantidad de STE en la amina debe ser inferior
a 2% wt/amina. Adicionalmente a esto, se recomienda que la cantidad de aniones en la solución
de amina se mantengan bajo los límites mostrados en la Tabla 12 (Sheilan, Spooner, & van
Hoorn, 2008).
58
Tabla 12. Concentración de aniones
Anión Límite [ppm]
Oxalato 250
Cloruro 250
Sulfato 500
Formiato 500
Acetato 1.000
Tiocianato 10.000
Tiosulfato 10.000
11.2.5 Concentración de sales de amonio
Las sales de Amonio en el tope del regenerador contribuyen a la formación de corrosión por
picadura, ya que estas sales son capaces de penetrar la capa protectora de FeS. Su contenido se
limita a 2 % wt/amina como máximo y se regula mediante purga del reflujo de condensado (The
Dow Cemical Company, 2016).
11.2.6 Sólidos en suspensión
Los sólidos suspendidos en las corrientes de aminas pueden generar erosión y ensuciamiento en
líneas y equipos. También pueden aumentar el potencial de espuma de la solución. Se
recomienda que la concentración de sólidos suspendidos se mantenga en valores inferiores a 10
ppm (The Dow Cemical Company, 2016).
11.3 Recomendaciones adicionales
11.3.1 Uso de antiespumante
El uso de antiespumante debe limitarse a aquellos casos en que se produce formación de espuma,
como una medida a corto plazo para reducir la tendencia a la espuma de la amina. Los puntos
de inyección de antiespumante son el Absorbedor y Regenerador. Una vez realizada la inyección
se debe sacar de servicio el filtro de carbón activado, ya que este puede absorber el antiespumante
y resultar dañado. Los antiespumantes no deben ser usados permanentemente, ni en altas
59
cantidades, ya que también puede incrementar la tendencia a formación de espuma. Se
recomienda utilizar entre 200 y 500 mL (The Dow Cemical Company, 2016).
11.3.2 Recomendaciones para el manejo de contaminantes
A continuación, en la Tabla 13, se presenta un resumen de los contaminantes presentes en las
unidades de amina, además de sus efectos, medidas de mitigación y medidas de prevención
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Tabla 13. Manejo de contaminantes presentes en unidades de amina
Contaminante Fuente Consecuencia Solución Prevención
Sales Térmicamente
Estables
- Componentes ácidos
- Oxígeno
- Gas alimentado
- Pérdida de capacidad
- Aumento de densidad y viscosidad de amina
- Corrosión
- Purga y reposición
- Recuperación
- Lavado con agua en el gas de alimentación
Sulfuro de hierro
- H2S
- Corrosión
- Espuma
- Ensuciamiento
- Corrosión
- Filtración - Limitar la velocidad de la amina
Otros sólidos
- Gas alimentado
- Lechos de carbón
- Espuma
- Ensuciamiento
- Corrosión
- Filtración - Filtro/colescedor en el gas alimentado
Hidrocarburos
- Gas alimentado
- Espuma
- Ensuciamiento
- Remoción de HC en estanque flash
- Mantener temperatura correcta de amina pobre
Oxígeno - Estanque
descubierto - Degradación de
amina
- Corrosión
- Capa de gas inerte en estanque
- Mantener capa de gas inerte en estanque
Amoniaco - Gas
alimentado - Corrosión
- Purga en el
reflujo del regenerador
- Lavado con agua en el gas de alimentación
11.4 Resumen de recomendaciones
En las Tablas 14 y 15 se presenta un resumen de las recomendaciones para la optimización de
los Sistemas de Aminas (Zurlo, Optimize amine units and improve refinery profitability, 2013).
60
Tabla 14. Problemas asociados a la operación de Torres Absorbedoras y Regeneradoras
Unidad Parámetro Objetivo Problemas asociados
Parámetro demasiado bajo Parámetro demasiado alto
Torres absorbedoras
de Gas
Delta T Amina/Gas 5-10 °C Condensación de hidrocarburos, espuma N/A
Temperatura de amina 35-50°C Problemas de viscosidad de amina Baja absorción de gas ácido
Carga ácida corriente de amina rica
Máx. 0,5 mol/mol
Altas tasas de circulación de amina Corrosión en intercambiador y/o rehervidor, aumento
consumo vapor
Velocidades líquido /gas Baja absorción de gases ácidos Pérdidas de amina, arrastre de amina
Presión de la torre Espuma, baja absorción de gas ácido Ensuciamiento
Nivel inferior Espuma Ensuciamiento
Razón de inyección de antiespumante
N/A Ensuciamiento, espuma, degradación de amina,
reducción de vida útil de lecho de carbón
Torres absorbedoras
de Líquido
Delta T Amina/Líquido 5-10 °C Problemas de control de emulsión N/A
Temperatura de amina 35-50°C Problemas de viscosidad de amina Baja absorción de ácido
Carga ácida corriente de amina rica
Máx. 0,5 mol/mol
Altas tasas de circulación de amina Corrosión en intercambiador y/o rehervidor
Velocidades líquido /líquido Baja absorción de ácidos Pérdidas de amina, arrastre de amina
Presión de la torre Baja absorción de gases ácidos Ensuciamiento
Stripper de amina o
Regenerador
Flujo de calor del rehervidor Alta carga ácida amina pobre, insuficiente
regeneración de amina Consumo de vapor excesivo, ensuciamiento, degradación de amina, riesgo de corrosión
Flujo de Reflujo 2-4% Carga Alta pérdida de amina Alta carga ácida de amina pobre, insuficiente
regeneración de amina, incremento demanda energía
Temperatura de amina rica 95-100°C Excesivo consumo energético Corrosión
Temperatura de Tope 105-115°C Corrosión Excesivo consumo energético
Temperatura de Fondo Máx. 130 °C No se logra la regeneración de la amina Degradación térmica de amina
Presión de la torre Espuma Ensuciamiento, alta carga de amina pobre,
insuficiente regeneración de amina
Nivel inferior Espuma Ensuciamiento
Razón de inyección de antiespumante
N/A Ensuciamiento, espuma, degradación de amina,
reducción de vida útil de lecho de carbón
61
Tabla 15. Problemas asociados a la operación de Flash Drum, Rehervidor, Condensador de Tope, Sistema de Filtración y Solución de amina
Unidad Parámetro Objetivo Problemas asociados
Parámetro demasiado bajo Parámetro demasiado alto
Flash Drum de amina rica
Presión de operación No se logra el desplazamiento del fluido hasta
el regenerador Baja recuperación de hidrocarburos
Tiempo de residencia 20 min Ensuciamiento, espuma, remoción de
hidrocarburos baja N/A
Velocidad del flash gas Corrosión en intercambiador y/o rehervidor Altas pérdidas de amina
Rehervidor
Temperatura de vapor saturado
160°C No se logra la regeneración de la amina, alta
carga ácida en amina pobre Degradación térmica de amina
Consumo de vapor 150-160
kg/m3 Carga N/A Excesivo consumo energético
Condensador de Tope
Temperatura en salida de condensador
45-50 °C Corrosión Alto contenido de agua en Gases hacia URAs
Sistema de filtración
Clasificación de micras del elemento del filtro
5-20 µm Aumento del costo de operación, cambio del
filtro muy frecuentemente Ensuciamiento, remoción de partículas
insuficiente
Vida del lecho de carbón activado
Degradación de la amina, alta alimentación de
contaminantes N/A
Razón de flujo del bypass de filtro de amina pobre
20% flujo total
Insuficiente remoción de partículas Aumento costos de operación, cambio de filtro
frecuentemente, baja eficiencia del lecho de carbón
Solución de Amina
Concentración de STE Máx. 2
%wt/amina Altas pérdidas de amina, alta purga/reposición
de amina fresca Corrosión, ensuciamiento, insuficiente
regeneración de amina
Sólidos en suspensión Máx. 10 ppm N/A Erosión, espuma, arrastre de amina.
Concentración de sales en reflujo
Máx. 2 %wt/amina
N/A Corrosión, Ensuciamiento
Concentración de DEA 250-350 g/L Absorción de gas insuficiente, mayor
circulación, alta carga ácida de amina rica, corrosión
Aumento corrosión, espuma/emulsión
Concentración de MDEA 450-500 g/L Absorción de gas insuficiente, mayor
circulación, alta carga ácida de amina rica, corrosión
Aumento corrosión, espuma/emulsión
62
12. Programa de rutinas de seguimiento analítico
Un aspecto clave para que la unidad de amina opere óptimamente es contar con un programa
de rutinas que incluyan acciones de monitoreo de las soluciones de amina tanto en terreno, como
en laboratorio y que sean realizadas en intervalos de tiempo regulares. De esta manera se puede
detectar de manera temprana los posibles problemas operacionales de la planta. En esta sección
se presenta una guía de los análisis que es necesario realizar para un correcto seguimiento de los
sistemas de aminas (Zurlo, Optimize amine units and improve refinery profitability, 2013).
12.1 Rutinas en terreno
Una rutina correcta de análisis de las aminas debe comenzar por una simple inspección visual de
las muestras de aminas. Además, debe realizarse una prueba de agitación con el fin de verificar
la tendencia a la formación de espuma de la solución. Ambas pruebas deben realizarse
diariamente (The Dow Cemical Company, 2016).
12.1.1 Apariencia de amina
La apariencia de la amina puede entregar información clave de acuerdo al estado de la amina.
Una amina en buen estado debiese ser transparente o con muy poco color. Un color oscuro en
la amina puede indicar problemas de corrosión, degradación o contaminación con STE. La
solución debe ser clara y transparente sin una capa de hidrocarburos o sólidos en suspensión. La
presencia de sólidos en suspensión puede indicar problemas de corrosión o problemas en el
sistema de filtración. En la Tabla 16 se presenta una guía del estado de una muestra de amina
según su color (The Dow Cemical Company, 2016).
63
Tabla 16. Guía de Estado de aminas según apariencia
Color transparente o ligeramente amarillo Color té
Corresponde al aspecto deseado para una
muestra de aminas.
Indica suciedad, oxidación o degradación térmica
de la amina (Problemas en el rehervidor)
Color verde Color café
Corrosión ligera. Presencia de sulfuro de hierro
en suspensión.
Corrosión media. Se debe comprobar estado de
filtros
Color café oscuro o negro Color café con leche
Corrosión Severa.
Corrosión e hidrocarburos
Color café oscuro con deposición Capa de hidrocarburos
Corrosión Gravísima
Si bien es un problema, no es tan grave como la
corrosión.
64
12.1.2 Prueba de espuma
Además de la inspección visual se debe realizar una prueba de agitación. Esta prueba implica
llenar una botella con amina, agitar vigorosamente durante varios segundos y luego observar la
altura de la espuma sobre el líquido y el tiempo que tarda en disiparse. Una muestra de amina en
buenas condiciones puede formar una capa de espuma, pero esta debe disiparse en pocos
segundos. Un tiempo de dispersión de espuma menor a 5 segundos indica el correcto estado de
la amina. Tiempos más largos indican que la solución de amina acumulará contaminantes que
pueden causar problemas operativos, como altas pérdidas de amina, incumplimiento de
especificaciones y reducción de capacidad de la unidad de aminas (The Dow Cemical Company,
2016).
12.2 Rutinas en laboratorio
En cuanto a las rutinas de laboratorio, se recomienda realizar análisis tanto para las muestras de
aminas como para las muestras de condensado de reflujo. Entre los análisis para muestras de
aminas se consideran, concentración de amina, concentración de sulfuros en aminas,
concentración de sales térmicamente estables y sólidos en suspensión. Para las muestras de
condensado de reflujo, se incluyen análisis de concentración de sulfuros, concentración de
amonio, y medición de pH. Si bien, algunos de estos análisis pueden ser realizados diariamente
para lograr un mejor seguimiento del estado de las aminas, se recomienda que sean realizados
una o dos veces por semana, considerando el costo asociado a realizarlos con una mayor
frecuencia (Zurlo, Optimize amine units and improve refinery profitability, 2013).
12.2.1 Concentración de amina
Como se mencionó anteriormente, la concentración de la solución de amina debe mantenerse
dentro de un rango establecido para evitar problemas operacionales. Por este motivo, es
necesario conocer la concentración de amina en la amina pobre, ya que es esta corriente la que
posee una concentración más alta (The Dow Cemical Company, 2016).
La medición de la concentración de amina, ya sea DEA o MDEA, se realiza mediante una
titulación con una base ácida, con el fin de determinar los constituyentes básicos, como amina
libre y amina asociada a ácidos débiles. La muestra de amina es diluida en agua y titulada con
65
una solución de ácido sulfúrico estándar, utilizando Rojo de Metilo como indicador del punto
final (The Dow Chemical Company).
12.2.2 Concentración de Sales Térmicamente Estables en aminas
Debido al efecto generado por la presencia de estas sales, que fue detallado anteriormente, es un
parámetro necesario de controlar. La medición de la concentración de sales térmicamente
estables se realiza mediante una titulación con una solución de 0,5 N de KOH en Metanol
(Laboratorio ERA).
12.2.3 Sólidos en suspensión en aminas
La presencia de sólidos en las corrientes de aminas puede contribuir a la formación de corrosión
y espuma. Se realiza medición de sólidos mediante gravimetría utilizando crisol de porcelana y
filtro de fibra de vidrio. Esta medición indica la cantidad de sólidos en suspensión que pueden
ser separados mediante medios mecánicos (Laboratorio ERA).
12.2.4 Medición de sulfuros en aminas
Es necesario conocer la cantidad de sulfuros en las soluciones de amina, tanto rica como pobre,
para la obtención de las cargas ácidas de ambas corrientes. La concentración sulfuros se obtiene
mediante titulación con cloruro de cadmio estándar (Laboratorio ERA).
12.2.5 Concentración de NH3 en agua de reflujo
El amoniaco se mide en las muestras de agua de reflujo para posteriormente obtener la
concentración de sales de amonio en el condensado de reflujo. El procedimiento de medición
se realiza mediante titulación con solución estándar de ácido sulfúrico a una muestra previamente
destilada (Laboratorio ERA).
12.2.6 Concentración de sulfuros en agua de reflujo
La concentración de sulfuros se mide con el fin de obtener la concentración de sales de amonio
en la corriente de reflujo. Se utiliza titulación con cloruro de cadmio (Laboratorio ERA).
66
12.2.7 Medición de pH en agua de reflujo
El pH es un parámetro crítico que afecta la solubilidad del agua. Un pH ácido puede incrementar
el riesgo de corrosión, por lo que debe ser monitoreado. Se mide por medio de un sensor de
electrodo de vidrio (Laboratorio ERA, 2016).
12.3 Cálculos
12.3.1 Carga Ácida
La carga ácida de las corrientes de amina se calcula a partir de la concentración de sulfuros
presentes en estas. Las Ecuaciones 5 y 6 entregan la carga ácida de DEA y MDEA a partir de la
concentración de sulfuros y de la concentración de amina (The Dow Chemical Company).
𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 á𝑐𝑖𝑑𝑎 𝐷𝐸𝐴 =
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑢𝑙𝑓𝑢𝑟𝑜𝑠 (%𝑤𝑡)
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝐷𝐸𝐴 (𝑔𝐿)
∙ 30,85 (5)
𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 á𝑐𝑖𝑑𝑎 𝑀𝐷𝐸𝐴 =
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑢𝑙𝑓𝑢𝑟𝑜𝑠 (%𝑤𝑡)
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑀𝐷𝐸𝐴 (𝑔𝐿)
∙ 34 (6)
12.3.2 Concentración de Sales de Amonio en agua de reflujo
La presencia de Sales de Amonio en la corriente de reflujo puede generar corrosión. La
concentración de sales en el reflujo se puede obtener mediante la concentración de sulfuros o
mediante la concentración de amoniaco en el reflujo. Se utiliza el método que entrega el
contenido de sales más alto. Las Ecuaciones 7 y 8 indican el cálculo de contenido de sales de
reflujo mediante ambos métodos (Dirección de Integridad Operacional ERA, 2015).
Método de sulfuros
𝐶𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑟𝑒𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 =
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑢𝑙𝑓𝑢𝑟𝑜𝑠 (𝑝𝑝𝑚)
3137 (7)
67
Método de Amoniaco
𝐶𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑟𝑒𝑓𝑙𝑢𝑗𝑜 =
𝐶𝑜𝑛𝑐𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑑𝑒 𝑎𝑚𝑜𝑛𝑖𝑎𝑐𝑜 (𝑝𝑝𝑚)
3333 (8)
12.4 Laboratorio especializado
Se recomienda realizar análisis para muestras de aminas pobres, ricas y agua de reflujo en
laboratorios especializados de manera trimestral, a modo de conocer el estado de las
soluciones de aminas y el funcionamiento de la unidad con mayor precisión. Estos análisis
incluyen (The Dow Cemical Company, 2016):
Concentración de amina (amina activa y total)
Productos de degradación
Carga ácida de aminas
Caracterización de iones precursores de STE
Espectro de metales presentes en la solución
Presencia de sólidos e hidrocarburos
Prueba de Espuma
Estos análisis son realizados por The Dow Chemical Company.
12.5 Propuesta de rutina de laboratorio
Actualmente, si bien existen análisis de laboratorio que se realizan de manera periódica al
sistema de aminas, este presenta algunas deficiencias que deben ser consideradas. En base a
lo que ya se realiza en el Laboratorio de ENAP Refinería Aconcagua y considerando lo
señalado en el punto anterior, la propuesta de rutina de análisis de Laboratorio a los Sistemas
de aminas entregada se muestra en la Tabla 17.
68
Tabla 17. Rutina de análisis en laboratorio
Análisis Método Muestra Frecuencia
An
áli
sis
en
Refi
nerí
a
Terr
en
o Apariencia Observación del color, presencia de
sólidos en suspensión o capa de hidrocarburos
Corriente de amina pobre y rica
Diaria
Espuma Agitación y observación de tiempo de disipación de espuma
Corriente de amina pobre y rica
Diaria
Lab
ora
tori
o
Concentración de amina
Titulación con solución de ácido sulfúrico estándar
Corriente de amina pobre
2 o 3 veces por semana
Sulfuros en aminas
Titulación con cloruro de cadmio estándar
Corriente de amina pobre y rica
2 o 3 veces por semana
Sulfuros en reflujo
Titulación con cloruro de cadmio estándar
Corriente de condensado de
reflujo
2 o 3 veces por semana
N2 como NH3 Destilación y titulación con ácido sulfúrico estándar
Corriente de condensado de
reflujo
2 o 3 veces por semana
pH Medición por medio de sensor electrodo de vidrio
Corriente de condensado de
reflujo
2 o 3 veces por semana
Sólidos en suspensión
Gravimetría Corriente de amina pobre y rica
2 o 3 veces por semana
Concentración de STE
Titulación con solución de KOH Corriente de amina pobre
2 o 3 veces por semana
Cálc
ulo
Concentración de Sales de amonio en
reflujo
- Corriente de condensado de
reflujo
2 o 3 veces por semana
Carga ácida - Corriente de amina pobre y rica
2 o 3 veces por semana
An
áli
sis
Ex
tern
o
Concentración de amina
Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
Carga ácida Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
Caracterización de iones
Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
Espectro de metales en solución
Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
Presencia de sólidos e
hidrocarburos
Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
Espuma Análisis realizado por laboratorio DOW
Corriente de amina pobre y rica
Trimestral
69
13. Funcionamiento de Unidades de Aminas en ERA
En esta sección, se evalúa la operación de cada una de las unidades de aminas mediante
seguimiento operacional y analítico de variables. Los datos fueron obtenidos mediante el uso del
Software PI ProcessBook (PI ProcessBook, 2017).
13.1 Seguimiento operacional y analítico
Para verificar el funcionamiento de las Unidades de Aminas de ENAP Refinería Aconcagua, se
debe corroborar si aquellas variables operacionales relevantes se encuentran dentro o fuera del
rango recomendado de operación. Con este objetivo, se analizan los datos de operación
obtenidos para el periodo de junio-julio de 2018. Si bien se realizaron seguimientos para todos
aquellos parámetros que resultan críticos para el funcionamiento de las tres Unidades existentes,
en el análisis mostrado en este segmento se muestras solo las brechas de aquellas variables que
se encontraban operativas durante el periodo analizado. Para este análisis los parámetros
operacionales se clasifican en 3 rangos:
Variables dentro de rango: Son aquellas variables que se encuentran dentro del rango
recomendado. Estas variables se muestran en color verde.
Variables levemente desviadas: Son aquellas variables que, si bien se están fuera del rango
recomendado, se encuentran con desviaciones inferiores a ±5 unidades con respecto al
rango recomendado. Se muestras en color amarillo.
Variables totalmente desviadas: Se refiere a aquellas variables que se encuentran fuera
del rango recomendado por valores superiores a ±5 unidades. Se muestran en color rojo.
De un total de 44 variables operativas, 20 variables, se encuentran dentro del rango
recomendado. De las 24 variables que se encuentran fuera de rango, 12 variables presentan
desviaciones leves y las 12 restantes, se encuentran totalmente desviadas. El porcentaje de
variables en cada rango se muestra en la Figura 18.
70
Figura 18. Estado de variables operacionales y analíticas en Unidades de aminas ERA
En la siguiente Tabla se muestra el detalle de los resultados obtenidos para variables
operacionales y analíticas.
Tabla 18. Resultados Obtenidos para Unidades de Aminas ERA
Variables operacionales
Variables analíticas
Dentro de rango 14 6
Levemente desviadas
11 1
Totalmente desviadas
7 5
Las desviaciones obtenidas en el Seguimiento Analítico y Operacional se deben a limitaciones
presentes en las unidades. Estas limitaciones pueden clasificarse en:
Limitaciones estructurales: Tienen relación como limitación en el diseño o estructura en
la unidad. Se recomienda realizar inversión
Limitaciones operacionales: Se relaciona con deficiencia en el monitoreo y control de las
variables operacionales
Limitaciones ambientales: Hacen referencia a aspectos ambientales que inciden en las
condiciones de operación
Dentro derango: 46%
Levemente desviadas: 27%
Totalmente desviadas: 27%
VA R I A B L ES A N A L I Z A DA S E N U N I DA D E S D E A M I N A S E R A
71
En las secciones siguientes se detalla el análisis realizada a cada unidad con sus respectivas
desviaciones y limitaciones.
13.1.1 Circuito DEA: Unidad Regeneradora de aminas
Las brechas generadas en el Circuito de DEA, indican que, de un total de 24 variables
monitoreadas, 10 se encuentran dentro del rango de recomendación, 8 se encuentran levemente
desviadas y 6 se encuentran totalmente desviadas. En la Tabla 19 se muestra el detalle de las
variables analizadas (PI ProcessBook, 2017).
Tabla 19. Variables analizadas en Circuito DEA-Unidad Regeneradora de Aminas
Variable Unidad Objetivo Promedio
Periodo Limitación
Temp. Tope Regenerador E-3201 °C 105-110 113,2 Operacional
Temp. de amina pobre fría a otras
unidades °C 35-50 56,0 Operacional
Temp. Fondo en Regeneradora E-3201 °C Máx. 130 127,5 -
Temp. vapor a Rehervidor C-3202 °C Máx. 160 160,3 Operacional
Temp. amina rica a Regenerador E-
3201 °C 95-100 87,9 Operacional
Temp. salida Condensador de Tope C-
3203 °C 45-50 41,4 Operacional
Consumo vapor en Rehervidor C-3202 kg vapor/m3
carga Máx. 160 168,4 Operacional
STE amina pobre % 2 2,2 Operacional/ Estructural
Sólidos en Suspensión en amina pobre ppm 10 103,0 Estructural
Concentración DEA en amina pobre g/L 250-350 275,3 -
Carga ácida en corriente de amina rica mol H2S/mol
DEA 0,5 0,1 -
Porcentaje de amina filtrada % Mín. 20 26,2 .-
Sales de amonio en reflujo (sulfuros) % 2 1,9 -
Sales de amonio en reflujo (amoniaco) % 2 0,6 -
Temp. Tope Regenerador E-302 °C 105-110 100,0 Operacional
Temp. Fondo Regenerador E-302 °C Máx. 130 133,0 Operacional
Temp. amina rica a Regenerador E-
302 °C 95-100 89,8 Operacional
Temp. salida Condensador de Tope C-
324 °C 45-50 25,4 Ambiental
Temp. vapor a Rehervidor C-325 °C Máx. 160 154,3 -
Temp. pobre a Absorbedor E-953 °C 35-50 39,0 -
72
Temp. amina pobre a Absorbedor E-
950 °C 35-50 38,9 -
Acercamiento de Temp. en E-953 °C 5-10 10,2 Operacional
Temp. de amina pobre a Absorbedor
E-3054 °C 35-50 43,3 -
Acercamiento de Temp. en
Absorbedor E-3054 °C 5-10 11,2 Operacional
13.1.2 Circuito MDEA: Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con
MDEA
Al realizar el seguimiento a las variables del Circuito MDEA, se obtiene que, de un total de 9
variables analizadas, 4 de ellas se encuentran dentro del rango recomendado, 3 se encuentran
levemente desviadas y 3 se encuentran totalmente desviadas (PI ProcessBook, 2017).
Tabla 20. Variables Analizadas en Circuito MDEA- Unidad de endulzamiento de Fuel Gas con MDEA
Variable Unidad Objetivo Promedio
Periodo Limitación
Temperatura de Tope Regenerador
E-571 °C 105-110 109,7 -
Temperatura de amina pobre fría a
Absorbedor E-570 °C 35-50 49,5 -
Acercamiento de temperaturas
Absorbedor E-570 °C 5-10 34,4 Operacional
Temperatura de amina rica a
Regenerador E-571 °C 95-100 92,1 Operacional
Temperatura de vapor a Rehervidor
C-572 °C Máx. 160 124,9 -
Temperatura salida Condensador
de Tope C-571 °C 45-50 41,2 En estudio
Sales Térmicamente Estables en
amina pobre [%] 2 5,7
Operacional/ Estructural
Sólidos en Suspensión en amina
pobre [ppm] 10 158,0 Estructural
Concentración MDEA en amina
pobre [g/L] 450-500 458,7 -
73
En particular para este circuito, se recomienda la inclusión de las mediciones de Sólidos en
Suspensión y sulfuros, para la determinación de la Carga Ácida. Además de las mediciones
necesarias para obtener el contenido de Sales de Amonio en la corriente de reflujo, estas incluyen
medición de amoniaco, sulfuros y pH.
13.1.3 Circuito DEA: Unidad Desulfurizadora de Gasolina
Mediante el seguimiento realizado al Circuito DEA de la Unidad Desulfurizadora de Gasolina
se obtuvo un total de 11 brechas, de las cuales 6 se encuentran dentro de recomendación, 2 se
encuentran levemente desviadas del rango y 3 totalmente desviadas (PI ProcessBook, 2017).
Tabla 21. Variables analizadas en Circuito DEA- Unidad Desulfurizadora de Gasolina
Variable Unidad Objetivo Promedio
Periodo Limitación
Temperatura de Tope Regenerador
E-1704 °C 105-110 109,7 -
Temperatura de amina pobre fría a
Absorbedor E-1702 °C 35-50 54,1 Operacional
Acercamiento de temperaturas
Absorbedor E-1702 °C 5-10 9,8 -
Temperatura de Fondo en
Regeneradora E-1704 °C Máx. 130 130,3 Operacional
Temperatura de vapor a
Rehervidor C-1719 °C Máx. 160 140,9 -
Temperatura de amina rica a
Regenerador E-1704 °C 95-100 97,9 -
Temperatura de salida
Condensador de Tope C-1718 °C 45-50 28,3 Ambiental
Consumo de vapor en Rehervidor
C-1719
kg vapor/m3
carga Máx. 160 97,5 -
Sólidos en Suspensión en amina
pobre ppm 10 65,2 Estructural
Concentración DEA en amina
pobre g/L 250-350 190,1 Operacional
Carga ácida en corriente de amina
rica
mol H2S/mol
DEA 0,5 0,1 -
74
Para esta unidad se recomienda incorporar medición de Sales Térmicamente Estables en la
corriente de amina pobre y medición de Sólidos en la corriente de amina rica. Al igual que en el
Circuito de MDEA, se recomienda realizar mediciones de Sulfuros, Amoniaco y pH con el fin
de monitorear la formación de las Sales de Amonio.
13.1.4 Análisis de desviaciones presentadas
Las desviaciones presentadas, se deben, casi en su totalidad, a una deficiencia en el monitoreo y
control de aquellas variables que resultan críticas para el funcionamiento de la Unidad.
El alto contenido de Sólidos en Suspensión en las distintas unidades se debe a limitaciones en el
diseño de los filtros de partículas utilizados. Estas tienen relación tanto con el material filtrante,
como con la clasificación del micraje del filtro utilizado. Se recomienda realizar inversión en el
cambio de los filtros utilizados.
En el caso particular de la temperatura de salida de los Condensadores de Tope de las Unidades
de MHC y HDG, existe la limitación de la temperatura ambiente. Es debido a esto que en los
meses de invierno la temperatura alcanzada es, en promedio, 20 °C más baja que en los meses
de verano.
13.2 Mejoras implementadas a la fecha
Dentro de las mejoras que ya han sido implementadas en las Unidades de Aminas, y
principalmente en el Circuito de DEA de la Unidad Regeneradora de Aminas, se tiene un Plan
de Seguimiento Analítico. A la fecha, ya se han incorporado mediciones de variables analíticas
con las cuales antes no se contaba. Además, se ha implementado el uso de TAGs asociados a
estas variables, de manera de facilitar su seguimiento. Las variables de seguimiento analítico
implementadas se muestran en la Tabla 22.
75
Tabla 22. Variables de seguimiento analítico implementadas
Unidad Variables de seguimiento analítico
implementadas
Unidad Regeneradora de Aminas
Sólidos en suspensión en amina pobre
Sales Térmicamente Estables en amina pobre
Concentración de DEA en amina pobre
Sulfuro potenciométrico en amina rica
Amoniaco en corriente de reflujo
Sulfuro en corriente de reflujo
Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con
MDEA
Sólidos en suspensión en amina pobre
Sales Térmicamente Estables en amina pobre
Concentración de MDEA en amina pobre
Unidad de Desulfurización de Gasolinas
Sólidos en suspensión en amina pobre
Concentración de DEA en amina pobre
Sulfuro potenciométrico en amina rica
Por otro lado, se modificó la Rutina de Seguimiento Analítico ya existente, de manera que los
análisis respectivos se realizaran dos veces por semana y con intervalos de tiempo regulares, lo
que permitiría identificar de manera temprana, los problemas de operación que podrían estar
sucediendo.
76
14. Recomendaciones de inversión
En base a las recomendaciones existentes para las Unidades de Aminas y a las deficiencias
detectadas en ENAP Refinería Aconcagua, se entregan las siguientes recomendaciones que
pueden ser consideradas a implementar.
14.1 Limpieza del gas de entrada
Uno de los factores que causa gran parte de los problemas operacionales en las unidades de
aminas está relacionado con la presencia de contaminantes que ingresan a la planta a través del
gas de alimentación. Además del hidrocarburo, que contiene contaminantes como H2S y CO2, la
corriente puede transportar muchos otros componentes generados en procesos aguas arriba.
Estos componentes pueden ser sólidos, finos de coque, restos de catalizadores, restos de
aditivos, precursores de STE, entre otros. La mayoría de estos contaminantes, si no todos, tienen
un efecto perjudicial, pudiendo causar formación de espuma, emulsión, erosión, corrosión o
incrustaciones en las unidades de aminas. Los contaminantes presentes en el gas de entrada
pueden existir en los tres estados posibles. En estado sólido, generalmente se encuentran
partículas de hierro y restos finos de carbono. La mayoría de los contaminantes en estado líquido
son aceites de lubricación, productos de limpieza y agua. El agua puede contener varias
impurezas disueltas como cloruros y acetatos. En la fase gaseosa, los contaminantes
predominantes son gases que actúan como precursores de STE (Amine Filtration Company).
14.1.1 Limpieza de Aerosoles
Los contaminantes más difíciles de eliminar de una corriente de gas son los aerosoles. Los
aerosoles corresponden a partículas muy finas con diámetros que pueden llegar hasta 0,1
micrones. La distribución de aerosoles en una corriente de gas se encuentra principalmente en
un rango de diámetros inferior a un micrón, esto se muestra en la Figura 19 (Amine Filtration
Company).
77
Figura 19. Distribución de aerosoles en corriente de gas según diámetro
La separación del gas de entrada usualmente se realiza mediante un tambor de eliminación o
demister, como el mostrado en la Figura 20 (Amine Filtration Company). Estos separadores
contienen una almohadilla de malla o paletas para realizar la separación.
Figura 20. Separador de gas de entrada
78
Las eficiencias de remoción de aerosoles se encuentran entre 40 y 50% en separadores estándar.
Las ineficiencias de eliminación de aerosoles están directamente relacionadas tanto con la
distribución del tamaño de gota de aerosol como con la configuración de flujo en el recipiente
de separación. En otras palabras, los medios de separación y el diseño del recipiente no son
capaces de interceptar y unir pequeñas partículas líquidas para promover la separación. La
mayoría de las gotas de aerosoles líquidos son tan pequeñas que simplemente se mueven a través
de la almohadilla del recipiente resultando intactas. Los separadores convencionales o demister
pueden separar eficientemente gotas líquidas de hasta 10 o 20 micrones en el mejor de los casos
(Amine Filtration Company).
Además del uso de separadores o demister se recomienda utilizar aguas abajo un coalescedor
sub-micrónico que utiliza un medio coalescedor de microfibra, formulado con la capacidad de
hacer coalescer partículas submicrónicas y drenar los líquidos de manera adecuada y efectiva.
Los coalescedores submicrónicos remueven aerosoles de 0,1 a 1 micrones con una eficiencia
promedio de 99,97%. Estos dispositivos pueden interactuar eficazmente con pequeñas gotas de
líquido en aerosol. Si el elemento coalescente se construye correctamente, el líquido interceptado
se fusionará de manera efectiva y se drenará rápidamente del elemento. El funcionamiento del
sistema mencionado se muestra en Figura 21 (Amine Filtration Company).
Figura 21. Representación de los tres pasos de coalescencia: Intercepción de líquidos, Coalescencia y Drenaje
En la Figura 22, se muestra un coalescedor sub-micrónico. La entrada se encuentra en la parte
inferior del recipiente. Contiene dos etapas; la primera sección está diseñada para eliminar
aerosoles líquidos más grandes y en la segunda sección el gas pasa a través de los medios
79
coalescentes de microfibra. Los aerosoles son fusionados y drenados por gravedad y el gas seco
purificado sale por la parte superior del recipiente (Amine Filtration Company).
Figura 22. Coalescedor vertical sub-micrónico
14.1.2 Agua de lavado
Un sistema de lavado con agua en el gas de alimentación de entrada consiste en una pequeña
columna empacada o con platos. Este sistema es eficaz para la eliminación precursores de sales.
Los sistemas de lavado con agua también pueden ser efectivos en pretratamiento de gas
proveniente de Cracking Catalítico o Coker, que pueden contener cantidades substanciales de
contaminantes precursores de STE. El agua de lavado puede remover estas sustancias y evitar la
formación de STE (Amine Filtration Company).
80
14.2 Métodos de manejo de Sales Térmicamente Estables
Los problemas asociados a la presencia de STE pueden aumentar sustancialmente los costos y
reducir el rendimiento y confiabilidad de los equipos de los sistemas de aminas. Realizar un
correcto tratamiento a las STE puede permitir:
Reducir costos por corrosión y reemplazo de equipos
Reducir o eliminar la purga de amina
Optimizar la capacidad del sistema de aminas
Minimizar costos de mantenimiento
En cuanto a las medidas que se pueden tomar para el manejo de sales térmicamente estables,
existen medidas, preventivas, medidas de neutralización y medidas de remoción. A continuación,
se describen cada una de las opciones de tratamiento de STE disponibles (Sheilan, Spooner, &
van Hoorn, 2008).
14.2.1 Medidas preventivas
El principal método para la prevención de formación de STE, es eliminar los componentes
ácidos empleando agua de lavado en el gas alimentado a los absorbedores. Esta acción es
recomendada en casos en donde la contaminación con STE es alta y el costo de inversión de la
instalación de un sistema de lavado es justificado. Además, siempre es recomendable identificar,
y si es posible, controlar las fuentes de contaminación de los ácidos causantes de STE (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
14.2.2 Medidas de neutralización
La adición de una base fuerte como NaOH o Na2CO3 o bien como KOH o K2CO3, “neutraliza”
la amina unida en la sal, desplazándola y liberándola, restaurando así su capacidad de absorción
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
En las Ecuaciones 9 y 10 se muestra el mecanismo de acción de los agentes neutralizadores.
𝑁𝑎𝑂𝐻(𝐾𝑂𝐻) + 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 𝐻+𝑆𝑇𝐸 → 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 + 𝐻2𝑂 + 𝑁𝑎(𝐾)𝑆𝑇𝐸 (9)
81
𝑁𝐴(𝐾)2𝐶𝑂3 + 2𝐻 − 2𝐻2𝑂 + 2 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 𝐻+𝑆𝑇𝐸−
→ 2 𝐴𝑚𝑖𝑛𝑎 + 2𝐻2𝑂 + 2𝐶𝑂2 + 2 𝑁𝑎(𝐾)𝑆𝑇𝐸 (10)
Aunque la adición de una base fuerte restaura la capacidad del sistema, no reduce el contenido
de aniones, solo convierte la sal Amina-STE en sales orgánicas Sodio-STE o Potasio-STE. Si
bien estas sales no son corrosivas en sí mismas, pueden contribuir a la formación de espuma.
Es preferible el uso de un agente alcalino de potasio, ya que las STE de Potasio son generalmente
más solubles en solución acuosa que las STE de Sodio (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
14.2.3 Medidas de remoción
Entre las medidas de remoción de STE que se pueden utilizar se encuentran.
Purga/Reposición: Este método consiste en purgar parte de la solución de amina
contaminada con STE del sistema y reponer con solución de amina fresca. El alto costo
de la eliminación de la amina contaminada y el costo inherente de la amina fresca, hacen
evitar el uso de este método. Además, generalmente, la amina contaminada no puede ser
enviada a los sistemas de tratamientos de aguas residuales por restricciones medio
ambientales, de manera que este método sólo se recomienda en circunstancias críticas
(Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Recuperación por electrodiálisis: Las unidades de electrodiálisis corresponden a pilas de
membranas que permiten el paso selectivo de aniones y cationes a través de los medios
de la membrana bajo un campo eléctrico. Estas unidades separan la solución de amina
contaminada con STE en dos corrientes, una corriente de amina recuperada y una
corriente de desecho de salmuera que contiene aniones STE y cationes Sodio o Potasio,
si se utilizó un neutralizador. Este método funciona mejor en casos de alta
contaminación de STE. Se debe considerar que la corriente de desecho puede contener
restos de amina (Sheilan, Spooner, & van Hoorn, 2008).
Recuperación por destilación al vacìo: Utiliza una etapa de pretratamiento de
neutralización caustica de STE, seguido de destilación al vacìo para eliminar las sales
convertidas. La principal ventaja de este proceso es la eficiencia de remoción de STE en
82
la amina. El proceso requiere mucha energía, por lo que resulta ser más costoso (Sheilan,
Spooner, & van Hoorn, 2008).
Recuperación por intercambio iónico: Usa aniones y resinas de cationes para reemplazar
los iones de STE y Sodio/Potasio (en caso de que se haya usado neutralizador) con agua.
El proceso no produce residuos sólidos y las corrientes de desecho generalmente pueden
ser tratadas en los sistemas de tratamientos de aguas residuales (Sheilan, Spooner, & van
Hoorn, 2008).
14.2.4 Métodos de remoción batch vs Métodos de remoción continua
Si bien los tratamientos de eliminación de STE realizados en batch (como es el caso del método
de purga), disminuyen la cantidad de STE presentes en el sistema, no evitan que efectivamente
se generen problemas operacionales. En los periodos en donde se alcanzan altas concentraciones
de STE, estas contribuyen a la formación de corrosión o espuma. En contraste, la remoción
continua de STE permite mantener una concentración de estas sales en niveles bajos y estables.
La Figura 23 representa cualitativamente la concentración de STE en un tratamiento batch y uno
continuo (ECO-TEC).
Figura 23. Concentración de STE: Tratamiento Batch vs Tratamiento Continuo
Otra desventaja de la utilización del método de purga es que, al purgar, se elimina no sólo la
amina unida a la sal, sino que también se purga amina que se encuentra activa. Es por esta razón
que se recomienda la utilización de un método de remoción continua de STE (ECO-TEC).
83
14.2.5 Comparación entre métodos de remoción
En la Tabla 23 se comparan los tres métodos de remoción continua de STE descritos en la
sección anterior (Cummings, Smith, & Nelsen, 2007).
Tabla 23. Comparación entre métodos de recuperación continua
Recuperación por
Electrodiálisis
Recuperación por
Destilación
Recuperación por
Intercambio Iónico
Limitación No puede remover
especies no iónicas
Excesivo consumo
energético, la
mayoría de las
aminas requiere
vacío
No puede remover
especies no iónicas
Residuos
Salmuera acuosa que
contiene iones
removidos
Sales, compuestos
orgánicos no
volátiles y algunas
aminas. Residuos
normalmente
peligrosos
Corriente acuosa
diluida que contiene
iones eliminados y
productos químicos
de regeneración en
exceso
Volumen de residuos Moderado Bajo Alto a moderado
Recuperación de
amina 98% 95-98% >99%
Requerimientos de
alimentación de
amina
Amina pobre fría,
libre de
hidrocarburos y
partículas. STE
neutralizadas.
Neutralización previa
de STE Amina pobre fría
Modo de operación Batch o continuo Batch o continuo Batch o continuo
84
14.2.6 Tecnologías de remoción
A continuación, se mencionan dos tecnologías de remoción de Sales Térmicamente Estables
utilizadas en la industria.
UCARSEP Tecnología de Purificación de solventes de DOW
Esta tecnología busca la eliminación de STE de manera continua, sin interrumpir la operación
del sistema de aminas (The Dow Chemical Company, 2012). Dentro de las ventajas del servicio
otorgado por DOW se mencionan:
Reduce el potencial de corrosión
Fácil de configurar y operar
Genera un flujo de desechos no tóxicos y fácil de manejar
Este sistema de remoción de STE funciona mediante electrodiálisis, según se muestra en la
Figura 24. A medida que una corriente eléctrica pasa a través de las membranas semipermeables
del sistema, las sales se eliminan de la amina contaminada y se concentran en una corriente de
salmuera acuosa. Generalmente, esta corriente de salmuera no tóxica se puede descargar a una
unidad de tratamiento de aguas residuales convencionales. La solución de amina purificada se
devuelve al sistema de aminas para su uso.
Figura 24. URCASEP, método de recuperación por electrodiálisis
85
AmiPur Sistema de Purificación de aminas de Eco-Tec
Es un sistema de purificación de sistema de aminas que utiliza el método de intercambio iónico.
Se instala luego del filtro y enfriador de amina pobre para lograr la eliminación continua de STE
(ECO-TEC). En la Figura 25, se muestra el punto de instalación de AmiPur.
Figura 25. Punto de instalación de AmiPur
Este sistema consta de dos etapas: Carga de STE y regeneración caustica. Durante la carga la
solución de amina pobre pasa a través de un filtro de cartucho e ingresa a una columna de resina.
La resina de intercambio iónico elimina las sales y la solución de amina purificada se reintegra al
circuito. La soda caustica diluida se utiliza para regenerar la columna de resina. dentro de las
ventajas de este proceso se pueden mencionar (ECO-TEC).
Reduce la corrosión formada
Reduce el costo por reemplazo de filtros
Reduce la formación de espuma
Las corrientes de desechos pueden ser tratadas en sistemas de tratamiento de aguas
convencionales
86
14.3 Filtros de Partículas
14.3.1 Clasificación de filtros
En el caso de la filtración de partículas es importante realizar la distinción entre los dos tipos
más utilizados dentro de la clasificación de filtros por tamaño de retención de partículas (Amine
Filtration Company).
Clasificación nominal: Expresa la capacidad del filtro para capturar partículas de un
tamaño específico con una eficiencia entre un 50% y 95%.
Clasificación absoluta: Establece la capacidad de atrapar partículas de cierto micraje con
al menos un 99% de eficiencia.
En la Figura 26 se muestra un ejemplo de una muestra de amina no filtrada (1), filtrada en filtro
nominal (2) y filtrada en filtro absoluto del mismo micraje (3). Se aprecia claramente que la
muestra filtrada en filtro absoluto posee una menor cantidad de sólidos en suspensión.
Figura 26. Comparación entre amina no filtrada (1), filtrada en filtro nominal (2) y filtrada en filtro absoluto (3)
87
Bajo esta clasificación, se recomienda que los filtros de partículas utilizados en las unidades de
aminas sean de clasificación absoluta, asegurando una mayor eficiencia de retención de
partículas.
14.3.2 Medio filtrante utilizado
Los medios filtrantes más utilizados en sistemas de aminas son algodón, celulosa plisada,
polipropileno plisado y fibra de vidrio. Generalmente, se recomienda la utilización de algodón
virgen y polipropileno como medios filtrantes para sistemas de aminas. Los filtros de
polipropileno tienen ventajas operativas al compararlos con filtros de algodón. Poseen una
estructura de poros más abierta, lo que da como resultados corrientes de aminas más limpias.
También poseen una mayor vida útil que los filtros de algodón. Por otro lado, los restos de
algodón en la corriente de amina también pueden contribuir a la formación de espuma. La
desventaja de los filtros de polipropileno es que poseen una temperatura de reblandecimiento
más baja que otros medios filtrantes, siendo su temperatura límite 90°C, por lo que se debe usar
en aplicaciones en donde no se sobrepase esta temperatura. Los filtros de nylon y poliéster no
son recomendables para ser utilizados en sistemas de aminas. En el caso de los filtros de nylon,
estos absorben agua, lo que generaría un aumento de volumen en el filtro. Esto implica una
disminución en la vida útil del filtro y un problema al momento de realizar el cambio de filtro.
En el caso de los filtros de poliéster, estos pueden disolverse parcial o totalmente en presencia
de amina (Scanlan, 2014).
88
15. Conclusiones
El análisis realizado en las Unidades de Aminas de ENAP Refinería Aconcagua, incluyó la
revisión de variables de diseño, operación y seguimiento analítico de cada unidad. Mediante este
análisis se identificaron las limitaciones de diseño o estructurales presentes en cada unidad y
aquellas variables que se encuentran desviadas de los rangos recomendados de operación.
Además, se identificó las deficiencias existentes en la actual rutina de seguimiento analítico.
Las limitaciones estructurales tienen relación con el diseño de los filtros de partículas. En primer
lugar, los filtros recomendados para unidades de amina son filtros de clasificación absoluta,
mientras que los filtros utilizados en ENAP Refinería Aconcagua, son de clasificación nominal.
Por otro lado, el diseño de los filtros de partículas de los sistemas de amina de ENAP Refinería
Aconcagua, contempla como materiales filtrantes algodón y poliéster, siendo que este último no
es recomendado para su utilización en sistemas de aminas, ya que puede desintegrarse en
presencia de estas.
En cuanto a las desviaciones observadas en las variables de operaciones, se observa que gran
parte de estas se debe principalmente a la falta de monitoreo y control en la operación. En el
caso particular de las temperaturas de salida de los condensadores de tope, existe la restricción
de la temperatura ambiente, por lo que, en invierno, la temperatura que se alcanza es cerca de
20ªC menor de la recomendada.
El seguimiento analítico es imprescindible para el correcto funcionamiento de una unidad de
aminas. Este debe incluir el seguimiento de las corrientes de amina pobre, amina rica y reflujo.
El seguimiento analítico llevado a cabo actualmente en ENAP Refinería Aconcagua no
contempla el monitoreo completo de las corrientes de amina rica y reflujo en la Unidad de
Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA y en la Unidad de Desulfurización de Gasolinas. La
propuesta de rutina de seguimiento analítico entregada en este informe incluye todas las
mediciones recomendadas en la literatura con la respectiva frecuencia que deben ser realizadas.
Con la realización de una adecuada rutina de seguimiento analítico se puede identificar de manera
temprana la existencia de problemas operacionales en la Unidad, permitiendo realizar acciones
preventivas o correctivas antes de que ocurran fallas o problemas operacionales graves.
89
Finalmente, se concluye, que, para lograr la estabilidad de las Unidades de Amina, es importante
considerar el conjunto de las recomendaciones de diseño, de variables de operación y de
seguimiento analítico planteadas en este informe. De esta manera se podrá dar cumplimiento a
los objetivos de las Unidades de Aminas, en cuanto al cumplimiento de las especificaciones de
productos, confiabilidad de las unidades y eficiencia energética en cada unidad.
90
16. Recomendaciones
En base a los antecedentes presentados y las conclusiones del estudio realizado, se presentan a
continuación, una serie de recomendaciones que permitirían asegurar la estabilidad y
confiabilidad de los Sistemas de Aminas de ENAP Refinería Aconcagua:
En primer lugar, se recomienda seguir las recomendaciones planteadas en este informe,
que involucran el diseño, la operación y el seguimiento analítico en las Unidades de
Aminas. De esta manera se logrará el cumplimiento de los objetivos planteados para
estas Unidades.
Ya que los Sistemas de Aminas analizados presentan altos contenidos de impurezas, se
recomienda considerar la implementación de un sistema de limpieza del gas que ingresa
a la unidad de absorción. En este caso, se puede considerar el uso de un Demister o
Coalescedor Submicrónico para la extracción de aerosoles presentes en el gas y/o la
implementación de agua de lavado para la limpieza del gas de entrada. Estos mecanismos
disminuirían la cantidad de contaminantes presentes en el Sistema de Aminas,
contribuyendo así, a la reducción de sólidos, sales y otras impurezas que pueden generar
problemas en la Unidad.
Considerando el alto contenido de sólidos en suspensión en los Circuitos de Aminas, se
recomienda considerar el cambio de los filtros nominales actuales por filtros de
clasificación absoluta. Además, se recomienda evaluar el cambio de material del medio
filtrante utilizado.
En vista de la alta concentración de Sales Térmicamente Estables en las Unidades, se
recomienda, en primera instancia, el uso de un agente que permita la neutralización de
estas. Se recomienda, además, evaluar la utilización de algún método de recuperación de
aminas contaminadas, ya que esto permitiría evitar o disminuir la necesidad de purgar y
reponer amina.
En cuanto al seguimiento analítico llevado a cabo en ENAP Refinería Aconcagua, es
recomendado incluir el monitoreo de las corrientes de amina rica y reflujo en las Unidad
de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA. Para la Unidad de Desulfurización de
Gasolinas, se recomienda incluir las mediciones de Sales Térmicamente Estables en la
91
corriente de amina pobre y sólidos en suspensión en la corriente de amina rica. Además,
se recomienda incorporarlas mediciones que permiten el monitoreo de la corriente de
reflujo.
Finalmente, se recomienda continuar con la realización de una evaluación técnica y
económica de las alternativas de inversión consideradas en este informe, con el fin de
evaluar la factibilidad de la implementación de estas.
92
17. Referencias Amine Filtration Company. (s.f.). Activated Carbon Beds in Amine Units. Obtenido de Amine
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95
18. Anexos
Anexo A: Seguimiento Operacional Circuito DEA- Unidad
Regeneradora de Aminas
Figura 27. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de Tope Torre Regeneradora E-3201
Figura 28. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de amina pobre a otras unidades
Mín. 105°C
Máx. 110°C
Prom. 113°C
98100102104106108110112114116118
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A TO P E E - 3 2 0 1
Mín. 35°C
Máx. 50°C
Prom. 56°C
30
35
40
45
50
55
60
65
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A A M I N A P O B R E
96
Figura 29. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de salida en Condensador de Tope C-3203
Figura 30. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de amina a Regenerador E-3201
Mín. 45°C
Máx. 50°C
Prom. 41°C
20
25
30
35
40
45
50
55Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A S A L I DA C O N D E N S A D O R D E TO P E C - 3 2 0 3
Mín. 95°C
Máx. 100°C
Prom. 88°C
80
85
90
95
100
105
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A A M I N A A R E G E N E R A D O R E - 3 2 0 1
97
Figura 31. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de Vapor a Rehervidor C-3202
Figura 32. Unidad Regeneradora de Aminas: Temperatura de fondo Regenerador E-3201
Máx.160 °CProm. 160°C
152
154
156
158
160
162
164
166
168Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A VA P O R A R E H E R V I D O R C - 3 2 0 2
Máx. 130 °C
Prom. 128°C
123
124
125
126
127
128
129
130
131
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D A R U : T E M P E R AT U R A D E F O N D O R E G E N E R A D O R E - 3 2 0 1
98
Figura 33. Unidad Regeneradora de Aminas: Consumo de vapor en Rehervidor C-3202
Figura 34. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Acercamiento de Temperaturas en Torre Absorbedora E-953
Máx. 160[kg vapor/m3 carga]
145
150
155
160
165
170
175
180
185
190C
on
sum
o d
e v
apo
r [k
g va
po
r/m
3ca
rga]
U N I DA D A R U : C O N S U M O D E VA P O R R E H E R V I D O R C - 3 2 0 2
Prom. 167 [kg vapor/m3 carga]
Mín. 5°C
Máx. 10°CProm. 10°C
02468
101214161820
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D L P G 3 : A C E R C A M I E N TO D E T E M P E R AT U R A S E N E - 9 5 3
99
Figura 35. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Temperatura de amina pobre a Absorbedor E-953
Figura 36. Unidad de Tratamiento de LPG 3: Temperatura de amina pobre a Absorbedor E-950
Mín. 35°C
Máx. 50°C
Prom. 39°C
30
35
40
45
50
55
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D D E L P G 3 : T E M P E R AT U R A A M I N A P O B R E A E - 9 5 3
Mín. 35°C
Máx.50°C
Prom.39°C
30
35
40
45
50
55
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D L P G 3 : T E M P E R AT U R A A M I N A P O B R E A E - 9 5 0
100
Figura 37. Unidad de Coquización Retardada: Temperatura de amina fría a Absorbedores E-3054 y E-3055
Figura 38. Unidad Coquización Retardada: Acercamiento de Temperaturas en Absorbedor E-3054
Mín. 35°C
Máx. 50°C
Prom. 43°C
30
35
40
45
50
55Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D D C U : T E M P E R AT U R A A M I N A F R Í A A A B S O R B E D O R A S E - 3 0 5 4 Y E - 3 0 5 5
Mín. 5°C
Máx. 10°CProm. 11°C
0
5
10
15
20
25
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D D C U : A C E R C A M I E N TO D E T E M P E R AT U R A S E - 3 0 5 4
101
Figura 39. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temperatura Tope Regenerador E-302
Figura 40. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temperatura de salida de Condensador de Tope C-324
Mín. 105°C
Máx. 110°C
Prom. 109°C
90
95
100
105
110
115
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D D C U : T E M P E R AT U R A D E TO P E R E G E N E R A D O R E - 3 0 2
Mín. 45°C
Máx. 50°C
Prom. 25°C
0
10
20
30
40
50
60
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D D C U : T E M P E R AT U R A S A L I DA C O N D E N S A D O R D E TO P E C - 3 2 4
102
Figura 41. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temperatura de amina rica a Regenerador E-302
Figura 42. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temperatura de Fondo Reregenrador E-302
Mín. 95°C
Máx.100°C
Prom.90°C
75
80
85
90
95
100
105Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D D C U : T E M P E R AT U R A A M I N A R I C A A R E G E N E R A D O R E - 3 0 2
Máx.130°C
Prom. 128°C
118
120
122
124
126
128
130
132
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D M H C : T E M P E R AT U R A F O N D O R E G E N E R A D O R E - 3 0 2
103
Figura 43. Unidad de Hidrocraqueo Suave: Temperatura de vapor al C-325
Anexo B: Seguimiento Analítico Circuito DEA- Unidad
Regeneradora de Aminas
Figura 44. Unidad Regeneradora de Aminas: Contenido de Sales Térmicamente Estables en amina pobre
Máx. 130°CProm. 128°C
0
50
100
150
200
250Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D M H C : T E M P E R AT U R A D E VA P O R A L R E H E R V I D O R C - 3 2 5
Máx. 2 %wt
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
Sale
s Té
rmic
ame
nte
Est
able
s [%
]
U N I DA D A R U : S A L E S T E R M I C A M E N T E E S TA B L ES
104
Figura 45. Unidad Regeneradora de Aminas: Sólidos en Suspensión en amina pobre
Figura 46. Unidad Regeneradora de Aminas: Concentración de DEA en amina pobre
Máx. 10 ppm0
50
100
150
200
250Só
lido
s e
n s
usp
en
sió
n [
pp
m]
U N I DA D A R U : S Ó L I D O S E N S U S P E N S I Ó N
Mín. 250 [g/L]
Máx. 350 [g/L]
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Co
nce
ntr
ació
n D
EA [
g/L]
U N I DA D A R U : C O N C E N T R AC I Ó N D E A
105
Figura 47. Unidad Regeneradora de Aminas: Carga Ácida en amina rica
Figura 48. Unidad Regeneradora de Aminas: Sales de amonio en corriente de reflujo
0,5 [mol/mol]
0,00
0,10
0,20
0,30
0,40
0,50
0,60C
arga
áci
da
[mo
l H2S
/mo
l DEA
]
U N I DA D A R U : C A R G A Á C I DA
2 %wt
0,000,501,001,502,002,503,003,504,004,505,00
Sale
s e
n r
efl
ujo
[%
]
U N I DA D A R U : S A L E S E N R E F LUJ O
Método de amoniaco Método de sulfuros Límite
106
Figura 49. Unidad Regeneradora de Aminas: Porcentaje de amina pobre filtrada
Anexo C: Seguimiento Operacional Circuito MDEA- Unidad de
Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA
Figura 50. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Temperatura de Tope Regenerador E-571
Mín. 20%
0
5
10
15
20
25
30
35
Po
rce
nta
je d
e a
min
a fi
ltra
da
[%]
U N I DA D A R U : A M I N A F I LT R A DA
Mín. 105°C
Máx. 110°CProm. 110°C
100
102
104
106
108
110
112
114
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D M D E A : T E M P E R AT U R A TO P E R E G E N E R A D O R E - 5 7 1
107
Figura 51. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Temperatura de amina pobre a Absorbedor E-570
Figura 52. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Acercamiento de Temperaturas en Absorbedor E-570
Mín. 35°C
Máx. 50°CProm. 50°C
30
35
40
45
50
55Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D M D E A : T E M P E R AT U R A A M I N A P O B R E A A B S O R B E D O R E - 5 7 0
Mín. 5°C
Máx.10°C
Prom. 34°C
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D M D E A : A C E R C A M I E N TO D E T E M P E R AT U R A S E - 5 7 0
108
Figura 53. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Temperatura de amina rica a Regenerador E-571
Figura 54.Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Temperatura de vapor a Rehervidor C-572
Mín. 95°C
Máx. 100°C
Prom. 92°C
80
85
90
95
100
105Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D M D E A : T E M P E R AT U R A A M I N A R I C A A R E G E N E R A D O R E - 5 7 1
Máx. 160°C
Prom. 125°C
100
110
120
130
140
150
160
170
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D M D E A : T E M P E R AT U R A VA P O R A R E H E R V I D O R C - 5 7 2
109
Figura 55. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Temperatura salida Condensador de Tope C-571
Anexo D: Seguimiento Analítico Circuito MDEA- Unidad de
Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA
Figura 56. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Sólidos en Suspensión en amina pobre
Máx.50°C
Prom. 41°C
Mín. 45°C
35
37
39
41
43
45
47
49
51
53
55Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D M D E A : T E M P E R AT U R A S A L I DA C O N D E N S A D O R D E TO P E C - 5 7 1
Máx. 10 ppm0
50
100
150
200
250
300
350
400
Sólid
os
en
su
spe
nsi
ón
[p
pm
]
U N I DA D M D E A : S Ó L I D O S E N S U S P E N S I Ó N
110
Figura 57. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Concentración de MDEA en amina pobre
Figura 58. Unidad de Endulzamiento de Fuel Gas con MDEA: Contenido de Sales Térmicamente Estables en amina pobre
Mín. 450 [g/L]
Máx.500 [g/L]
0
100
200
300
400
500
600C
on
cen
trac
ión
md
ea
[g/L
]
U N I DA D M D E A : C O N C E N T R AC I Ó N M D E A
Máx. 2 [%wt]
0
1
2
3
4
5
6
7
Sale
s té
rmic
ame
nte
est
able
s[%
wt]
U N I DA D M D E A : S A L E S T É R M I C A M E N T E E S TA B L ES
111
Anexo E: Seguimiento Operacional Circuito DEA- Unidad de
Desulfurización de Gasolinas
Figura 59: Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de Tope Regenerador E-1704
Figura 60. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de amina pobre a Absorbedor E-1702
Mín. 105°C
Máx. 110°CProm. 110°C
95
100
105
110
115
120
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D H D G : T E M P E R AT U R A TO P E R E G E N E R A D O R E - 1 7 0 4
Mín. 35°C
Máx. 50°C
Prom. 54°C
30
35
40
45
50
55
60
65
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D H D G : T E M P E R AT U R A D E A M I N A P O B R E A A B S O R B E D O R E - 1 7 0 2
112
Figura 61. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Acercamiento de Temperaturas en Absorbedor E-1702
Figura 62. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de amina rica a Regenerador E-1704
Mín. 5°C
Máx. 10°C
Prom. 10°C
0
2
4
6
8
10
12
14Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D H D G : A C E R C A M I E N TO D E T E M P E R AT U R A S A B S O R B E D O R E - 1 7 0 2
Mín. 95°C
Máx.100°C
Prom. 98°C
94
95
96
97
98
99
100
101
102
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D H D G : T E M P E R AT U R A D E A M I N A R I C A A R E G E N E R A D O R E - 1 7 0 4
113
Figura 63. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de fondo en Regenerador E-1704
Figura 64. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de vapor a Rehervidor C-1719
Máx. 130°C
Prom.130°C
110
115
120
125
130
135
140Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D H D G : T E M P E R AT U R A D E F O N D O R E G E N E R A D O R E - 1 7 0 4
Máx. 160°C
Prom. 141°C
130
135
140
145
150
155
160
165
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
T E M P E R AT U R A VA P O R A R E H E R V I D O R C - 1 7 1 9
114
Figura 65. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Temperatura de salida en Condensador de Tope C-1718
Figura 66. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Consumo de vapor en Rehervidor C-1719
Máx.50°C
Prom.28°C
Mín. 45°C
15
20
25
30
35
40
45
50
55Te
mp
era
tura
[°C
]
U N I DA D H D G : T E M P E R AT U R A S A L I DA C O N D E N S A D O R D E TO P E C - 1 7 1 8
Máx. 160°C
Prom. 98°C
80
90
100
110
120
130
140
150
160
170
Tem
pe
ratu
ra [
°C]
U N I DA D H D G : C O N S U M O VA P O R E N R E H E R V I D O R C - 1 7 1 9
115
Anexo F: Seguimiento Analítico Circuito DEA- Unidad de
Desulfurización de Gasolinas
Figura 67. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Sólidos en Suspensión en amina pobre
Figura 68. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Concentración de DEA
Máx. 10 ppm0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Sólid
os
en
su
spe
nsi
ón
[p
pm
]
U N I DA D H D G : S Ó L I D O S E N S U S P E N S I Ó N
Mín. [g/L]
Máx. [g/L]
0
50
100
150
200
250
300
350
400
Co
nce
ntr
ació
n [
g/L]
C O N C E N T R AC I Ó N D E A
116
Figura 69. Unidad de Desulfurización de Gasolinas: Carga ácida en amina rica
Máx. 0,5[mol/mol]
0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6C
arga
áci
da
[mo
l/m
ol]
U N I D D H D G : C A R G A Á C I DA
