El tratamiento de gas con aminas se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de varias aminas para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) de gases. Es un proceso usado en refinerías de petróleo, plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias. El proceso también se conoce como eliminación del gas ácido y endulzamiento. Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o de las plantas de gas natural que eliminan el sulfuro del hidrógeno y/o los mercaptanos se refieren comúnmente como procesos de endulzamiento porque los productos que se obtienen no tienen dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Los procesos consisten en la absorción del gas por soluciones químicas acuosas de amina a presión y a temperatura ambiente.

Aminas para tratar el Gas[editar]

Hay muchas aminas usadas para tratar el gas:

Monoetanolamina - MEA.

Dietanolamina - DEA.

Metildietanolamina - MDEA.

Diisopropilamina - DIPA.

Diglicolamina - Econoamina(DGA)

La formula exacta de la dietolamina es HO-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH y se utiliza en los procesos de endulzamiento del gas amargo, tiene una temperatura de ebullición de 270°C y su apariencia es líquido claro, incoloro, viscoso, con ligero olor a amoniaco.

Existen también combinaciones de aminas que se usan para mejorar la extracción de los gases ácidos y minimizar la corrosión en los equipos usados. Las aminas se emplean en soluciones acuosas que van del 20% al 70% en peso de amina en agua.

Las aminas también se utilizan para eliminar gases ácidos de los hidrocarburos líquidos por ejemplo el gas licuado del petróleo (GLP).

Amina de tratamiento de gas, también conocido como endulzamiento de gas y la eliminación de

gas ácido, se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de diversas

alquilaminas para separar sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono de los gases. Se trata de

un proceso de unidad común utilizado en las refinerías, y también se utiliza en las plantas

petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias.

Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o plantas de procesos químicos que eliminan

el sulfuro de hidrógeno se conocen como procesos de "edulcorantes" debido a que el olor de

los productos transformados se mejora por la ausencia de sulfuro de hidrógeno.

Muchas aminas diferentes se utilizan en el tratamiento de gas:

Dietanolamina

Monoetanolamina

Metildietanolamina

Diisopropanolamina

Aminoetoxietanol

Las aminas más utilizados en plantas industriales son las alcanolaminas DEA, MEA y MDEA.

Estas aminas también se utilizan en muchas refinerías de petróleo para eliminar gases ácidos a

partir de hidrocarburos líquidos tales como el gas de petróleo licuado.

Descripción de un tratador de amina típica

Los gases que contienen H2S o ambos de H2S y CO2 se denominan comúnmente como gases

ácidos o gases ácidos en las industrias de procesamiento de hidrocarburos.

La química implicada en el tratamiento de la amina de tales gases varía algo con la amina

particular que se utilice. Para una de las aminas más comunes, monoetanolamina denota como

RNH2, la química se puede expresar como:

 RNH2 H2S RNH3 SH? -

Un gas de amina típico proceso de tratamiento incluye una unidad de absorción y una unidad

de regenerador, así como equipo accesorio. En el absorbedor, la solución de amina que fluye

hacia abajo absorbe H2S y CO2 del gas ácido que fluye hacia arriba para producir una

corriente de gas como un producto azucarado y una solución de amina rica en los gases ácidos

absorbidos. La amina resultante "ricos" se encamina hacia el regenerador para producir amina

regenerada o "pobre" que se recicla para su reutilización en el absorbedor. El gas de cabeza

despojada del regenerador es H2S concentrados y CO2. En las refinerías de petróleo, que

despojado de gas es principalmente H2S, gran parte de lo que a menudo proviene de un

proceso de eliminación de azufre llamado hidrodesulfuración. Este H2S-rica corriente de gas

separado se enruta a continuación, por lo general en un proceso de Claus para convertirlo en

azufre elemental. De hecho, la gran mayoría de los 64 millones de toneladas métricas de azufre

producido en todo el mundo en 2005 fue de azufre subproducto de las refinerías y otras plantas

de procesamiento de hidrocarburos. Otro proceso de eliminación de azufre es el Proceso de

WSA que se recupera azufre en cualquier forma tal como ácido sulfúrico concentrado. En

algunas plantas, más de una unidad de absorción amina puede compartir una unidad de

regenerador común.

La concentración de amina en la solución acuosa absorbente es un parámetro importante en el

diseño y operación de un proceso de tratamiento de gas de amina. Dependiendo de cuál de las

cuatro aminas que la unidad fue diseñada para el uso y los gases que se ha diseñado para

eliminar, estas son algunas concentraciones típicas de aminas, expresado como porcentaje en

peso de la amina pura en la solución acuosa:

Monoetanolamina: Alrededor del 20% para la eliminación de H2S y CO2, y alrededor del

32% para eliminar sólo el CO2.

Dietanolamina: Alrededor de un 20 a un 25% para la eliminación de H2S y CO2

Metildietanolamina: Alrededor del 30% al 55% para eliminar el H2S y el CO2

Diglicolamina: Alrededor del 50% para la eliminación de H2S y CO2

La elección de la concentración de amina en la solución acuosa circulante depende de un

número de factores y puede ser bastante arbitraria. Por lo general, se hace simplemente sobre

la base de la experiencia. Los factores que intervienen incluyen si la unidad de amina es el

tratamiento de gas natural crudo o gases de refinería de petróleo que contienen

concentraciones relativamente bajas de ambos H2S y CO2 o si la unidad está tratando a los

gases con un alto porcentaje de CO2 tales como el gas de escape del vapor de agua

subproducto proceso de reforma utilizado en la producción de amoniaco o de los gases de

combustión de las centrales eléctricas. Ambos H2S y el CO2 son gases ácidos y por lo tanto

corrosiva para el acero al carbono. Sin embargo, en una unidad de tratamiento de la amina, el

CO2 es el ácido más fuerte de los dos. H2S forma una película de sulfuro de hierro en la

superficie del acero que actúa para proteger el acero. Cuando el tratamiento de los gases con

un alto porcentaje de CO2, inhibidores de la corrosión se utilizan a menudo y que permite el

uso de concentraciones más altas de amina en la solución circulante. Otro factor involucrado en

la elección de una concentración de amina es la solubilidad relativa de H2S y CO2 en la amina

seleccionada. Para obtener más información acerca de la selección de la concentración de

amina, se remite al lector a Kohl y el libro de Nielsen.

La elección del tipo de amina afectará a la velocidad de circulación requerida de solución de

amina, el consumo de energía para la regeneración y la capacidad de eliminar de forma

selectiva ya sea por sí solos o CO2 H2S solo si se desea.

El énfasis actual en la eliminación de CO2 de los gases de combustión emitidos por centrales

eléctricas que utilizan combustibles fósiles ha conducido a un gran interés en el uso de aminas

para ese propósito.

En el caso específico de la síntesis industrial de amoniaco, para el vapor de proceso de

reforma de hidrocarburos para producir hidrógeno gaseoso, amina de tratamiento es uno de los

procesos comúnmente utilizados para eliminar el exceso de dióxido de carbono en la

purificación final del hidrógeno gaseoso.

PROCESO DE TRATAMIENTO "ENDULZAMIENTO DE GN"

Consiste a la eliminación de los componentes ácidos que, por lo general,

contiene el gas en su estado natural. Se debe comenzar por analizar la materia

prima que se va a tratar, conociendo las impurezas que están de forma

inherente ligadas al contenido de agua, dióxido de carbono y sulfuro de

hidrógeno, en primera instancia. El agua interviene muy fuertemente en la

composición del gas y en la concentración de las soluciones que se utilizan en

los sistemas de amina; de la misma manera, los gases ácidos, deben ser

considerados en el gas de alimentación y en el gas tratado.

Diagrama de Flujo "Planta Endulzamiento"

TIPOS DE PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O DESADIFICACIÓN DE GAS

En general, los diversos procesos utilizados para el endulzamiento del gas se pueden agrupar en las siguientes categorías:

Procesos con solventes químicos

Procesos con solventes físicos

Procesos con solventes híbridos o mixtos

Procesos de conversión directa (solamente para la remoción del H2S)

Procesos de lecho sólido o seco, membranas y otros

Membranas y otros procesos de endulzamiento

 PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS           En este tipo de procesos los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente activo, para formar compuestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta. La solución rica, inestable, se puede separar en sus integrantes originales mediante la aplicación de calor y/o por reducción de la presión de operación, para liberar los gases ácidos y regenerar el solvente. Una vez regenerada, la solución se envía nuevamente a la unidad de absorción

El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos, una alcanolamina ó una solución básica (solución alcalina con sales), con o sin aditivos. En principio las aminas muestran mayor afinidad con el dióxido de carbono y producen una cantidad apreciable de calor de reacción (calor exotérmico).

La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En la práctica, esto significa que, por lo menos parte de la solución en el proceso puede ser afectada por la reducción de presión en la planta, con la correspondiente disminución de suministro de calor

Las soluciones de carbonato de potasio, generalmente incluyen activadores para aumentar la reacción cinética, pero esos solventes son difíciles de regenerar con un simple descenso en la presión.

En general, los solventes químicos presentan alta eficiencia en la eliminación de gases ácidos, aún cuando se trate de un gas de alimentación con baja presión parcial de CO2

Las principales desventajas son: la demanda de energía, la naturaleza corrosiva de las

soluciones y la limitada carga de gas ácido en la solución, debido a la estequiometría de las

reacciones. Por ser este proceso el utilizado en la mayoría de las plantas de gas natural para

llevar a cabo el endulzamiento, se explica con cierto detalle.

 

ALCANOLAMINAS PARA LA REMOCIÓN DE SULFURO DE HIDRÓGENO Y

DIÓXIDO DE CARBONOEl crédito por el desarrollo de las investigaciones relacionadas con el uso de alcanolaminas como absorbentes de gases ácidos se le atribuye a R.R. Bottoms, quien en 1930 patentó esta aplicación.  La trietanolamina (TEA), la cual fue la primera en estar disponible comercialmente, fue usada en las primeras plantas de tratamiento de gas. Tan pronto como otros miembros de las familias de las alcanolaminas fueron integradas en el mercado fueron evaluadas como posibles absorbentes de gases ácidos. Como resultado de esto, suficientes datos son ahora conocidos para varios tipos de alcanolaminas, lo cual permite a los ingenieros escoger el compuesto más rentable para cada requerimiento en particular.

           

Las dos aminas que han probado ser de principal interés comercial para la purificación de gases son la monoetanolamina (MEA) y la dietanolamina (DEA). Por su parte, la trietanolamina ha sido desplazada en gran forma debido a su baja capacidad (resultante de su alto peso equivalente), su baja reactividad (como amina terciaria) y su estabilidad relativamente pobre. La diisopropanolamina (DIPA) está siendo usada para algunas extensiones del proceso Adip, el proceso Sulfinol, así como también en el proceso SCOT para la purificación del gas de cola de la planta Claus. Aunque la metildietanolamina (MDEA) fue descrita por Kohl y col., como un absorbente selectivo para el H2S en presencia de CO2 para el año de 1950, su uso en los procesos industriales ha sido importante sólo en años recientes.

            

Un tipo diferente de alcanolamina, la ,’-hidroxi-aminoetil éter, (2-(2-aminoetoxi) etanol) comercialmente conocida como Diglicolamina (DGA) fue propuesta inicialmente por Blohm y Riesenfeld. Este compuesto agrupa la estabilidad y la reactividad de la monoetanolamina con la baja presión de vapor y la higroscopicidad del dietilen glicol, por lo tanto, puede ser usado en soluciones más concentradas que la monoetanolamina.

            

Se han creado varias formulaciones de soluciones conteniendo además de amina, inhibidores de corrosión, antiespumantes, y activadores, los cuales son ofrecidos bajo diversos nombres comerciales, entre los que se pueden mencionar UCARSOL, Amine Guard (Union Carbide Corporation); GAS/SPEC IT-1 Solvents (Dow Chemical Company), y Activated MDEA (BASF Aktiengesellschaft). EXXON Research and Engineering Company ofrece un proceso mejorado usando MEA, la cual se ha reportado ser capaz de reducir costos capitales y operativos, en el orden entre 30 y 60 por ciento respectivamente.

QUÍMICA BÁSICA DEL PROCESOCada una de ellas tiene al menos un grupo hidroxilo y un grupo amino. En general, esto puede ser considerado ya que el grupo hidroxilo sirve para reducir la presión de vapor e incrementar la solubilidad del agua, mientras que el grupo amino provee la alcalinidad necesaria en soluciones acuosas para causar la absorción de los gases ácidos.

            

Las reacciones principales ocurren cuando soluciones de una amina primaria, tales como monoetanolamina, son usadas para absorber CO2 y H2S, pueden ser representadas como sigue:

Aunque esos productos son compuestos químicos definidos (algunos han sido aislados y cristalizados), tienen presiones de vapor apreciables bajo condiciones normales de allí que la composición de la solución en equilibrio varíe con la presión parcial de los gases ácidos contenidos en los mismos. Como la presión de vapor de esos componentes se incrementa rápidamente con la temperatura es posible separar los gases ácidos de la solución mediante la aplicación de calor.

Como se puede observar en las ecuaciones, el H2S reacciona directa y rápidamente con MEA (y otras aminas primarias) formando la amina sulfurada al igual que hidrosulfuro. Las mismas reacciones ocurren entre el H2S y las aminas secundarias y terciarias, como por ejemplo DEA, DIPA y MDEA. El dióxido de carbono pasa por las reacciones mostradas. La reacción mostrada tiene como resultante la formación de una sal de amina de un ácido carbámico sustituido, la cual es también directa y relativamente rápida, pero sólo toma lugar entre el CO2 y una amina primaria y secundaria.

Si la reacción mostrada en la ecuación es predominante, por tratarse de aminas primarias, la capacidad de la solución de CO2 está limitada a aproximadamente 0.5 mol de CO2 por mol de amina, incluso a presiones parciales relativamente altas de CO2 en el gas tratado. La razón para esta limitación es la alta estabilidad del carbamato y su baja tasa de hidrolización a bicarbonato. Con aminas terciarias, las cuales no pueden formar carbamatos, un radio de un mol de CO2 por mol de amina puede ser teóricamente logrado. Sin embargo, como ha sido señalado, las reacciones de CO2 involucradas son muy lentas. En un proceso recientemente descrito, este problema fue superado (para la MDEA) por la adición de un catalizador  que incrementa la tasa de hidratación del CO2 disuelto.

La efectividad de cualquier amina para la absorción de ambos gases ácidos es debida principalmente a su alcalinidad.

En vista de la diferencia en las tasas de reacción de H2S y CO2 con aminas terciarias, se puede esperar absorción selectiva de H2S en una corriente que contenga estos componentes. La cinética de las reacciones de absorción de H2S y CO2 en soluciones acuosas de MDEA ha sido estudiada por un número de investigadores. Savage, Funk y Astarita descubrieron que aunque la tasa de absorción de H2S puede ser predicha termodinámicamente, la tasa de absorción de CO2 medida experimentalmente, excedió apreciablemente lo predicho por medio de consideraciones termodinámicas, y por ello concluyeron que la MDEA aparentemente como un catalizador base para la hidratación de CO2.

Una amina estorbada estéricamente es definida estructuralmente como una amina en la cual el grupo amino se agrupa con un átomo terciario o una amina secundaria, en donde el grupo amino es agrupado a un átomo de carbono secundario o terciario.

La clave de la absorción de CO2 por dichas aminas está basado en el control de la estructura molecular, permitiendo que la amina pueda ser sintetizada, la cual puede formar bien sea un ión carbamato estable, uno inestable o sencillamente no formar ningún ión carbamato. Por ejemplo, realizando una configuración molecular apropiada sería formado un carbamato inestable  con CO2, el cual es hidrolizable, resultando en la formación de un mol de CO2 por mol de amina. Para la absorción selectiva de H2S, una estructura molecular sería seleccionada con la supresión de formación de carbamato, y consecuentemente, la tasa de absorción de CO2, sin afectar la tasa de absorción de H2S. Se ha comprobado que una mejor selectividad puede ser obtenida con aminas estorbadas estéricamente, en vez de usar alcanolaminas secundarias o terciarias.

SELECCIÓN DE LA SOLUCIÓN DEL PROCESO           

La selección de la solución del proceso está determinada por varios factores entre los que se pueden mencionar las condiciones de presión y temperatura bajo las cuales se encuentra disponible el gas a ser tratado, su composición con respecto al mayor y menor de sus constituyentes, y los requerimientos de pureza del gas tratado. Aunado a esto, se debe especificar el propósito de la solución, es decir, si se requiere para la remoción de CO2 y H2S o sí solo es necesario hacer el proceso selectivo para uno de los componentes.

           

Entre las aminas que se pueden utilizar para llevar a cabo el proceso de endulzamiento de una corriente de gas natural se pueden mencionar las siguientes:

MEA (Monoetanolamina)

DGA (Diglicolamina)

DEA (Dietanolamina)

DEA – Amine Guard y DEA – Amine Guard – ST

DIPA (Diisopropanolamina)

ADIP (Diisopropanolamina Activada)

MDEA (Metildietanolamina)

A-MDEA (Metildietanolamina Activada)

MDEA (METILDIETANOLAMINA)

La metildietanolamina, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2, por lo cual para removerlo, se requiere de un mayor número de etapas de equilibrio en la absorción. Su mejor aplicación es en la remoción selectiva del H2S cuando ambos gases están presentes (CO2 y H2S). La tecnología de extracción selectiva del H2S está basada en la MDEA, con licencia de DOW, Phillips y Shell.

            

Una ventaja de la MDEA, para la remoción del dióxido de carbono es que la solución contaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separación instantánea (flash), reduciendo o eliminando la carga de gas ácido en el regenerador.

            

Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina, es su selectividad hacia el H2S en presencia de CO2. En estos casos la MDEA es más favorable. Si el gas es contactado a una presión suficientemente alta 55 - 68 bars (o 800 - 1000 psi), bajo ciertas condiciones, puede obtenerse un gas con calidad para gasoducto de 4 ppm y al mismo tiempo, desde 40 hasta 60% del CO2 presente, puede fluir a través del contactor sin reaccionar. Con una alta relación CO2/H2S, puede usarse MDEA para mejorar la calidad de la corriente de alimentación de gas ácido hacia una Planta Claus para recuperación de azufre. Se utilizan soluciones de 30-50% peso de amina.

A-MDEA (METILDIETANOLAMINA ACTIVADA)En la MDEA activada, con licencia de BASF, Linde, Lurgi, Parsons y otros, la adición de una amina secundaria como activador, acelera la absorción cinética del CO2. La A-MDEA no remueve los mercaptanos, ni se puede utilizar sola para la remoción selectiva del sulfuro de hidrógeno debido a la presencia del activador.

Amina A-MDEA

La regeneración parcial de la solución puede ser afectada por la evaporación de la solución rica. Dependiendo de las especificaciones del gas tratado, es posible suministrar una pequeña corriente lateral regenerada térmicamente, para una segunda etapa de absorción.

 

UCARSOL®        En el proceso Ucarsol®, se utiliza la MDEA para la remoción selectiva del H2S, pero se incorporan inhibidores. La tecnología ha sido desarrollada por Union Carbide y utiliza diferentes formulaciones múltiples para controlar la reacción cinética relativa al CO2 y el H2S. A esto se le ha llamado la familia Ucarsol®.

           

En la planta de Líquidos de Gas Natural II del Complejo Petroquímico El Tablazo se utiliza para llevar a cabo el endulzamiento del gas el solvente UCARSOL® CR Solvent 422, el cual forma parte de la serie de solventes para tratamiento de gas de la compañía Union Carbide.  Está específicamente diseñado para la remoción de CO2 en masa en las instalaciones de procesamiento de gas. El bajo calor de reacción combinado con el reducido requerimiento de calor sensible del solvente, permite reducir el consumo de energía para flujos de gas comparables, mientras que se logran cantidades menores a 100 ppm de CO2 en el gas tratado, dependiendo de las condiciones de alimentación. Este solvente puede ser utilizado a varias concentraciones de solución, pero se ha demostrado que para concentraciones de 50% se ha conseguido un desempeño óptimo.

 

OPERACIÓN DE PLANTAS DE ENDULZAMIENTO DE AMINA

 

DIAGRAMA DE FLUJO       El diagrama de flujo presentado en la figura, es un esquema de una planta de endulzamiento que utiliza aminas para retirar del gas los componentes ácidos. Con el fin de hacerle seguimiento se relaciona todo el proceso con la planta de referencia, realizando una explicación de los principales componentes de manera individual.

 

SEPARADOR DE ENTRADA         Este recipiente colocado a la entrada de la planta, es la unidad encargada de separar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como hidrocarburos líquidos, agua, partículas sólidas y los compuestos químicos que han sido agregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos.

ABSORBEDOR O CONTACTOR     El gas ácido que sale del separador, entra al absorbedor por el fondo de la torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto con la solución de amina que baja desde el tope de la torre. En este contacto el gas ácido es removido de la corriente gaseosa y transferido a la solución. El gas tratado que sale por el tope debe salir con muy poca cantidad de componentes ácidos.

           

El contenido de impurezas en el gas residual dependerá de las condiciones de diseño y de la operación del sistema. Es importante que el operador entienda a cabalidad el funcionamiento de estas plantas, con el fin de obtener la mayor eficiencia del proceso.

           

 La solución que sale por el fondo del absorbedor puede contener:

Agua

Amina

Componentes ácidos (CO2, H2S, COS, CS2, Mercaptanos, etc.)

Gas natural que ha quedado en la solución

Hidrocarburos líquidos retirados de la corriente de gas

Sólidos y otras impurezas       

            La cantidad de hidrocarburos líquidos que pasa a la solución de amina aumenta a medida que sube la presión de operación y/o disminuye la temperatura de contacto. Es recomendable que la solución de amina entre a la torre con 10°F por encima de la temperatura a la cual entra el gas a la torre, para evitar el arrastre de líquidos.

           

La cantidad de gas disuelto dependerá del tipo de solución que se utilice. La MEA retiene menos contaminantes que otras soluciones.

            

El fluido que sale por el fondo de la torre se conoce como: solución rica, ácida o contaminada. Lo más común es llamarla amina rica, debido a que se ha enriquecido de los componentes ácidos. Esta solución fluye hacia el tanque de venteo o “flash tank”, donde se mantiene la altura requerida utilizando un controlador de nivel, el cual abre o cierra una válvula para garantizar una altura de líquido constante en el fondo del absorbedor.

TANQUE DE VENTEO O “FLASH TANK”Este recipiente se utiliza para separar el gas que se disuelve en la solución. Normalmente el tanque de venteo se instala cuando la presión del absorbedor es mayor de 500 psig (35 bars), y se opera a una presión de aproximadamente 75 psig (6 bars).

            

Cuando la presión de la solución rica que sale del absorbedor se reduce desde la presión de contacto hasta la de trabajo del tanque de venteo, la mayor parte de los hidrocarburos que se han disuelto en la solución se vaporizan llevándose consigo una pequeña cantidad de gas ácido. El propósito de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en la solución, los cuales se mandan al mechero o se utilizan como gas combustible. De esta manera se evita la formación de espuma y se logra una mejor operación de la planta.

            

No obstante es recomendable tener presente el poder contaminante de estos gases, eso podría impedir su uso como combustible. Lo normal es que contengan una cantidad excesiva de CO2, por lo que se reduce de manera considerable el valor calorífico, pero también puede tener H2S, lo cual es peligroso. Por estas razones se suele colocar a la salida del venteo un pequeño contactor.

           

 Es recomendable conectar al tope de este pequeño absorbedor una línea con amina pobre, con el fin de retirar el gas ácido que transporta el gas combustible. Esta pequeña porción de solución contaminada se mezcla con la corriente que va hacia el

regenerador. La tasa de flujo se regula con un controlador de nivel en el tanque de venteo.

            

La presión en el tanque de venteo se controla, a su vez, con una válvula colocada en la salida de la corriente de gas, que trabaja con un controlador de presión. Esta válvula abre y cierra para mantener constante la presión en el recipiente.

INTERCAMBIADOR DE CALOR AMINA-AMINA

El propósito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de la energía

de la amina pobre o limpia que sale del regenerador. Esto representa

aproximadamente el 50% del calor requerido en el rehervidor de la columna de

regeneración.            

La solución pobre que sale del rehervidor, se enfría al pasar por el intercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del absorbedor, calienta hasta aproximadamente 190°F para hacer más fácil la separación de los gases ácidos que transporta. Es conveniente evitar que no se separe el gas en la tubería, antes de entrar a la columna de regeneración, porque el sistema se vuelve muy corrosivo.

            

Después del intercambiador se coloca una válvula sobre la línea de la solución rica, para controlar el flujo hacia el regenerador.

 

REGENERADOR          El propósito del regenerador es remover el gas ácido contenido en la solución rica. En una planta de amina, la torre de regeneración por lo general contiene entre 18 y 24 bandejas, el de la planta típica tiene 22. La solución pobre entra en el 2do. al 4to. plato por debajo del tope. A medida que la solución desciende, entra en contacto con los vapores del rehervidor que suben hacia el tope de la torre. El vapor burbujea en la solución, en cada plato, retira los gases ácidos de la solución y los transporta hacia el tope de la torre.

            

El equipo responsable de la compensación energética de la planta es el rehervidor. Allí se produce el calor necesario para vaporizar la solución que regresa al regenerador. El

vapor fluye en contracorriente con el líquido que cae, y en cada plato entra en contacto con la solución para lograr el equilibrio que permite el despojamiento del gas ácido. El consumo de vapor en la planta es un parámetro extraordinario para medir el comportamiento del sistema.

            

Cuando la cantidad de vapor aumenta, se incrementa también la cantidad de gas ácido despojado. Esta es la razón por la cual el tratamiento de la solución mejora con el uso de gas de despojamiento (“stripping gas”). Los vapores que salen por el tope de la torre de regeneración son una mezcla de vapor de agua y gas ácido. Al pasar por el condensador, el vapor de agua se condensa y los gases ácidos, también conocidos como gases de cola, salen de la planta.

            

La presión en la torre de regeneración se mantiene constante utilizando un controlador de presión que regula una válvula instalada en la línea de gas del acumulador de reflujo. El agua que cae del acumulador es bombeada, como reflujo, hacia el tope de la torre de regeneración y se regula con un controlador de nivel colocado en el acumulador, el cual activa una válvula de control ubicada después de la bomba de reflujo.

            

La solución que se acumula en el fondo del rehervidor se calienta y se vaporiza parcialmente. Los vapores se desplazan hacia la torre.

TANQUE DE ABASTECIMIENTO “SURGE TANK”           

El tanque de abastecimiento se usa para almacenar la solución pobre o limpia. Por efectos del trabajo diario, parte de la solución, se pierde en el contactor y en el regenerador. También se generan pequeñas pérdidas en el empaque de la bomba y en otros sitios. A medida que desciende el nivel de la solución en el tanque de abastecimiento es necesario agregar solución fresca. Es preciso vigilar que al agregar solución al sistema, se mantenga la proporción agua/amina recomendada en el diseño original. Cuando la solución trabaja demasiado diluida o concentrada la planta funciona ineficientemente.

           

Si la solución de amina entra en contacto con el aire, reaccionará con el oxígeno y perderá la habilidad para remover componentes ácidos del gas natural. Como consecuencia, es esencial que el aire no entre en contacto con la solución. Para prevenir este efecto, se puede utilizar un colchón de gas inerte en el tanque de abastecimiento. Algunas veces se utiliza gas natural en sustitución del gas inerte. Para prevenir la entrada de aire al sistema se utiliza presión de 1 a 2 pulgadas de agua.

BOMBA DE AMINA POBREEl líquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba, la cual aumenta la presión de la solución pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor. El caudal se regula desviando una porción del líquido de descarga de la bomba hacia una válvula de control manual ubicada en la succión de la bomba.

           

La máxima tasa de flujo se obtiene cuando la válvula ubicada en la desviación (“by-pass”), está cerrada. La tasa de flujo de la solución regenerada que va al absorbedor es medida normalmente con un rotámetro.

FILTROS        A medida que la solución circula a través del sistema, recoge partículas que se toman como producto de la corrosión. Estas partículas sólidas pueden causar formación de espuma en el absorbedor y en el regenerador. Por lo tanto, se debe incluir un filtro de la solución pobre, con el cual se remueven los sólidos y otros contaminantes.

            

La cantidad de partículas contenidas en la solución varía con el tipo de gas ácido que entra al absorbedor. En algunos casos, la cantidad de material sólido puede ser mayor que en otros, por lo tanto, algunas soluciones requieren de mayor capacidad de filtrado.

           

Si la formación de partículas es severa, se pueden utilizar diferentes tipos de filtro para limpiar la solución. No obstante, en cualquiera de los casos, el filtro debe ser vigilado cuidadosamente y los elementos deben ser remplazados o limpiados cuando se saturen con las partículas.

            

La contaminación de un filtro normalmente se detecta con el diferencial de presión a través del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una caída de presión de 2 a 4 psi (0.138 a 0.276 bars). Cuando se tapa, la caída de presión aumenta. Si la caída de presión excede a 15-25 psi (1.0 a 1.7 bars), el elemento del filtro colapsará y quedará completamente inactivo. Como consecuencia, los elementos del filtro deberán ser limpiados y/o remplazados cuando la caída de presión se acerque a la cifra máxima recomendada por el fabricante.

 

ENFRIADOR DE LA SOLUCIÓN POBRELa solución pobre que sale del regenerador, por lo general, está a una temperatura muy alta, razón por la cual no se puede introducir así al absorbedor, porque pierde capacidad de retención de componentes ácidos. Por ello, se utiliza un intercambiador de calor adicional, en el cual la solución fluye a través de los tubos. Se puede usar un ventilador, en ese caso, la solución también fluye por los tubos, o un intercambiador de carcasa y tubo, con agua de enfriamiento a través de los tubos y con la solución pasando por la carcasa. Indistintamente del tipo que se use, la solución se enfría hasta más o menos 10°F (6°C), por encima de la temperatura de entrada de gas al absorbedor.

            

Cuando el tanque de venteo tiene un purificador instalado para el gas combustible, el caudal de solución pobre (después de enfriarla) se divide en dos corrientes, una pequeña que se envía al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope del contactor. Por lo general, en cada una de las corrientes se instala un controlador del caudal que se usa para indicar el flujo necesario para regular la válvula manual ubicada en la desviación (“by-pass”) de la bomba.

CONCENTRADOR O RECUPERADOR DE LA AMINAA medida que la solución circula en el sistema, es calentada en forma continua en el rehervidor y enfriada en los intercambiadores. Este constante calentamiento y enfriamiento hace que la solución se deteriore y pierda su capacidad de absorción. Los productos de la degradación pueden ser removidos en el recuperador (“reclaimer”).

            

Esta unidad es en realidad un regenerador, en el cual se separa la amina del material deteriorado. La amina se vaporiza y pasa hacia el tope de la unidad. Los productos de la degradación quedan en el recuperador, de donde se drenan periódicamente.

            

La alimentación del recuperador llega por el fondo de la torre de regeneración. Alrededor del 0.5 al 5.0% de la solución pobre fluye por el recuperador. El caudal es regulado con un controlador de nivel instalado en el mismo recipiente. En el recuperador se agrega vapor o agua y se suministra calor por los tubos de calentamiento. El vapor sobrecalentado, compuesto por una mezcla de amina y vapor de agua, sale del recuperador y entra al regenerador algunas bandejas por encima del plato del fondo.