tesis de aminas luz

8/13/2019 Tesis de Aminas Luz

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REPBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELAUNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERADIVISIN DE POSTGRADO

PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERA DE GAS

DISEO DE UNA PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL CON AMINASREFORMULADAS

Trabajo de Grado presentado ante laIlustre Universidad del Zulia

para optar al Grado Acadmico de

MAGSTER SCIENTIARIUN EN INGENIERA DE GAS

Autor: JUAN BAUTISTA ROSALES BELANDRIATutor: Jorge Barrientos

Maracaibo, Abril de 2004


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APROBACIN

Este jurado aprueba el Trabajo de Grado titulado DISEO DE UNA PLANTA DEENDULZAMIENTO DE GAS NATURAL CON AMINAS REFORMULADAS

que JuanBautista Rosales Belandria, C.I.: 12.048.168 presenta ante el Consejo Tcnico de laDivisin de Postgrado de la Facultad de Ingeniera en cumplimiento del Articulo 51,Pargrafo 51.6 de la Seccin Segunda del Reglamento de Estudios para Graduados dela Universidad del Zulia, como requisito para optar al Grado Acadmico de

MAGSTER SCIENTIARUM EN INGENIERA DE GAS

________________________Coordinador del Jurado

Jorge BarrientosC. I.: V3.509.055

_______________________ ______________________Jorge Velsquez Norka Vera de Barrios

C. I.: V14.990.536 C. I.: 3.385.377

_______________________Director de la Divisin de Postgrado

Carlos Rincn

Maracaibo, Abril de 2004


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Rosales Belandria, Juan Bautista. Diseo de una Planta de Endulzamiento de GasNatural con Aminas Reformuladas. (2004) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia.Divisin de Postgrado. Facultad de Ingeniera. Maracaibo, Venezuela,105p, Prof. JorgeBarrientos.

RESUMEN

Como un aporte a los estudios existentes en el pas en lo que respecta al tema detratamiento de gas natural surge la idea de materializar el diseo de una planta deendulzamiento por medio de aminas reformuladas (UCARSOL ), para efectuar unacomparacin tcnica y econmica con un diseo que utilice amina convencional(Monoetanolamina). El clculo para ambos sistemas se realiz partiendo de la mismaaplicacin en cuanto a condiciones de presin, temperatura, carga y composicin degas mediante una hoja de clculo que permite relacionar y determinar todos losparmetros tiles para llevar a cabo dicho diseo. Del anlisis de resultados sedetermin que la variable con ms influencia, entre utilizar un sistema u otro, es la tasade circulacin de la solucin endulzadora, lo cual trae como consecuencia ahorros deenerga y por consiguiente la reduccin de los costos operacionales, as como tambindisminucin del tamao de los equipos que constituyen la planta, y ahorros enmantenimiento dado que los solventes reformulados presentan menor potencialcorrosivo. Por ultimo, econmicamente un diseo de endulzamiento de gas natural conaminas reformuladas presenta excelentes ventajas respecto al uso de aminasconvencionales.

Palabras Clave: Aminas reformuladas, solucin endulzadora, endulzamiento de gasnatural, UCARSOL , Monoetanolamina.

E-mail del Autor: [email protected]


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Rosales Belandria, Juan Bautista. Designing of a Natural Gas Sweetening Plant WithFormulated Amines. (2004) Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Divisin dePostgrado. Facultad de Ingeniera. Maracaibo, Venezuela,105p, Prof. Jorge Barrientos.

AB STRACT

Being a contribution to the existing studies referred to the natural gas treatment aroundthe country, it comes the idea of materializing the design of a sweetening plant throughformulated amines (UCARSOL ), in order to do a technical and economical comparisonthrough a design that uses a coventional amine (monoethanolamine). The caculus forboth systems was done thinking about the same functionality considering the gasconditions pressure, temperature, rate and gas composition, through a calculus sheetthat let us to relate and determine all the necessary parameters to have the designdone. After analyzing the results, it was determined that the most influent variable, usingone system or the other, is the circulation rate of the sweetening solution, resulting asconsequence energy savings and therefore the reduction of operating expenses, and atthe same time the reduction of the equipment sizes in the plant and maintenancesavings because the less quantity of corrosive materials presents in the fomulatedsolvents. Finally, natural gas sweetening plant design with formulated amines showsexcelents economical advantages compared with the use of conventional amines.

Key Words: Formulated amines, Sweetening Solution, Natural Gas Sweetening,Ucarsol , Monoethanolamine.

Authors e-mail: [email protected]


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DEDICATORIA

A Dios Todopoderoso, al Santo Nio de La Cuchilla, al Santo Cristo de la Grita y

la Virgen de la Consolacin de Triba por iluminar |el camino de mi superacin.

A mi hija, Daniela Andreina, por ser la razn que me enrumba a ser cada damejor, y para que esta meta que estoy alcanzando le sirva de estimulo para el logro de

sus futuros objetivos.

A mi esposa, Belkis, por estar a mi lado siempre presta a brindarme su compaa

y apoyo en el logro de mis metas.

A mis padres, por ser tan consecuentes colaboradores y siempre confiar en mi.

A mis hermanos, para que este nuevo logro alcanzado en mi vida sea motivo de

estimulo en cada uno de sus proyectos, y en consecuencia lleguen a feliz termino.

A todas las personas que siempre me han apoyado y me han dicho alguna

palabra de aliento para seguir adelante.


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AGRA DECIMIENTO

Mi ms sincero agradecimiento a todas las personas e instituciones que hicieron

posible la realizacin de este trabajo, especialmente:

A Jos Prez, por su valiosa colaboracin, apoyo y compaerismo incondicionalen el transcurso de esta etapa.

Al Profesor Jorge Barrientos, tutor de la tesis, por todo su apoyo y colaboracin.

A La Universidad de Zulia, especialmente, la Divisin de Posgrado de Ingeniera,

por poner su infraestructura y potencial humano expresado en conocimientos tcnicos,

al servicio de la superacin personal de profesionales y en beneficio del desarrollo

integral del pas.


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TABLA DE CONTENIDO

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RESUMEN............................................................................................... 3

ABSTRACT.............................................................................................. 4

DEDICATORIA........................................................................................ 5

AGRADECIMIENTO................................................................................ 6

TABLA DE CONTENIDO......................................................................... 7

LISTA DE TABLAS.................................................................................. 10

LISTA DE FIGURAS ............................................................................... 12

INTRODUCCIN..................................................................................... 13

CAPTULO

I PROBLEMA...................................................................... 15

Planteamiento del Problema...................................... 15Justificacin de la Investigacin................................ 15Objetivos de la Investigacin..................................... 16

Objetivo General.................................................. 16Objetivos Especficos........................................... 16

Alcance Del Estudio.................................................... 16

II MARCO TERICO........................................................... 18

Plantas de Endulzamiento de Aminas........................ 18Separador de Entrada.......................................... 19

Absorbedor o Contactor....................................... 19Tanque de Venteo................................................ 21Intercambiador de Calor Amina-Amina................ 22Regenerador......................................................... 23Tanque de Abastecimiento................................... 25Bomba de la Solucin Pobre................................ 26


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Filtros.................................................................... 26Enfriador de la Solucin Pobre............................. 27Concentrador o Recuperador de la Amina........... 27

Procesos de Endulzamiento o Desacidificacin......... 28Tipos de Procesos................................................ 29

Procesos con Solventes Qumicos.............. 30MEA (monoetanolamina)..................... 31DGA (diglicolamina)............................. 33DEA (dietanolamina)........................... 34DIPA (diisopropanolamina).................. 35ADIP (diisopropanolamina activada)... 35MDEA (metildietanolamina)................. 35A-MDEA (metildietanolamina activada). 36

Factores para la Seleccin de un Proceso........... 36Variables de Control y Operacin de una Planta....... 37

Tasa de Circulacin de la Solucin...................... 37Carga de Gas cido............................................. 38Concentracin de la Solucin............................... 38

Reflujo.................................................................. 39Recuperacin de Potencia................................... 40Intercambio de Calor............................................ 40Perdidas de Amina............................................... 41Formacin de Espuma......................................... 41Filtracin............................................................... 42Reduccin de los Costos de Corrosin................ 43

Aminas Formuladas.................................................... 44Ucarsol. 44Jefftreat MS 100. 45GAS/SPEC........................................................... 46Aminas Impedidas................................................ 48


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CAPTULO Pgina

III DESARROLLO DE LOS CALCULOS............................... 50

Datos para Sistemas de Endulzamiento.................... 51

Clculo con Monoetanolamina.................................... 54

Clculo con Amina Formulada Ucarsol ................... 73

IV ANLISIS DE RESULTADOS........................................... 92

V CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.................... 101

Conclusiones............................................................. 102Recomendaciones...................................................... 103

BIBLIOGRAF A........................................................................................ 105


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LISTA DE TABLA S

TABLA Pgina

1 Caractersticas Generales de los Procesos deEndulzamiento......................................................................... 29

2 Procesos con Alcanolaminas.................................................. 313 Cuadro resumen de las diferentes aminas disponibles en el

mercado................................................................................... 484 Composicin del gas cido entrando a la planta..................... 515 Informacin de los solventes................................................... 526 Tamaos de los recipientes de acuerdo a la tasa de

circulacin de amina................................................................ 537 Continuacin de tamaos de los recipientes de acuerdo a la

tasa de circulacin de amina................................................... 538 Composicin y propiedades del gas cido entrando a la

planta....................................................................................... 549 Otras propiedades del gas cido entrando a la planta............ 5510 Composicin del gas tratado................................................... 5711 Calor especfico del gas tratado.............................................. 5712 Composicin de la solucin que llega al absorbedor.............. 6213 Composicin de la solucin que sale del absorbedor y entra

al regenerador......................................................................... 63

14 Factor de Correccin de Barton, B.......................................... 6915 Clculo de Es = [ST(m+1)-ST]/[ST(m+1)-1], asumiendo m

(nmero de platos).................................................................. 7216 Composicin del gas cido entrando a la planta..................... 7317 Otras propiedades del gas cido entrando a la planta............ 7418 Composicin del gas tratado................................................... 7619 Calor especfico del gas tratado.............................................. 7620 Composicin de la solucin que llega al absorbedor.............. 81

21 Composicin de la solucin que sale del absorbedor y entraal regenerador......................................................................... 8222 Factor de Correccin de Barton, B.......................................... 8823 Clculo de Es = [ST(m+1)-ST]/[ST(m+1)-1], asumiendo m

(nmero de platos).................................................................. 9124 Propiedades del solvente........................................................ 93


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TABLA Pgina

25 Parmetros en el regenerador y Tanque de reflujo................. 9426 Tasa de circulacin de la solucin........................................... 9427 Calor remanente en la amina.................................................. 95

28 Incremento de la temperatura del gas en el absorbedor......... 9529 Temperatura de solucin pobre o limpia a la entrada del

absorbedor.............................................................................. 9530 Intercambiador de calor amina-amina..................................... 9631 Carga calorfica....................................................................... 9632 Caractersticas de la solucin que deja la torre de

regeneracin............................................................................ 9733 Dimensionamiento del tanque de suministro........................... 9834 Dimensionamiento del acumulador de reflujo......................... 9835 Especificaciones del condensador.......................................... 9836 Capacidad de la bomba de solucin....................................... 9937 Especificaciones del absorbedor............................................. 9938 Especificaciones del regenerador........................................... 10039 Costo estimado de la planta.................................................... 100


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LISTA DE FIGURAS

FIGURA Pgina

1 Esquema general de una Planta de Amina................ 18

2 Esquema del Absorbedor de una Planta de Amina.... 20

3 Esquema del Tanque de Venteo................................ 22

4 Esquema del Regenerador de Amina........................ 24

5 Esquema del Tanque de Abastecimiento de Amina... 25

6 Esquema del Rehervidor y Recuperador................... 28


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INTRODUCCIN

Con el incremento de la poblacin mundial, cada vez se hace necesario mayor

cantidad de energa para satisfacer los requerimientos que permitan garantizar la

continuidad de su desarrollo, una de las principales fuentes de energa que ha existido

por muchos aos, que se usa en el presente y posiblemente sea la ms importante en

el futuro es el gas natural proveniente de yacimientos de gas o asociado a la produccin

de petrleo. Una de las grandes preocupaciones que presenta la industria del gas

natural es la remocin de los contaminantes que trae consigo del subsuelo, dichos

contaminantes se les suele llamar gases cidos , su presencia genera problemas de

mal olor, toxicidad, corrosin de estructuras, tuberas y equipos de las facilidades que

se instalan para su manejo y procesamiento, disminucin del poder calorfico y algunos

componentes a partir de ciertas concentraciones en el ambiente atentan mortalmente

contra la vida de los seres vivos. Dentro de los contaminantes ms comunes que se

encuentran en el gas natural se tiene: el cido sulfhdrico (H 2S) y el dixido de carbono

(CO 2); y, en menores proporciones el disulfuro de carbono (CS 2), sulfuro de carbonilo

(COS) y los mercaptanos(RSH).

Muchos procesos, a lo largo de los ltimos 100 a 120 aos, se han desarrollado

para efectuar la remocin de dichos contaminantes, entre ellos se tienen procesos de

absorcin con solventes fsicos, qumicos y mixtos; procesos cclicos consumibles,membranas y procesos de conversin directa.

Dado que se dispone de una gran variedad de procesos, cuando se requiere la

instalacin de una planta con el fin de endulzar un gas natural, la preocupacin radica

en la seleccin tcnica y econmica del mejor proceso de acuerdo a la aplicacin

especfica que se tenga.

El presente estudio se centra en el diseo de una planta de endulzamiento de

gas natural con aminas formuladas, con el fin de efectuar una comparacin tcnica con

respecto a una planta para la misma aplicacin utilizando amina convencional, el

solvente formulado con el cual se desarrollan los clculos es UCARSOL , patentado por

la Unin Carbide actualmente fusionada con Dow Chemical Company, mientras que la

amina convencional utilizada para efectuar la comparacin es la monoetanolamina

(MEA).


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Objetivos de la Investigacin

Objetivo General

Disear una planta de endulzamiento de gas natural que permita conocer elcomportamiento de las variables operacionales con amina reformulada (MDEA+) y

establecer comparacin con una planta de monoetanolamina (MEA).

Objetivos Especificos

Determinar el comportamiento de las variables que estn presentes en una planta

de endulzamiento con aminas reformuladas.

Determinar la cantidad y concentracin de contaminantes de gas a la entrada y

salida de la planta.

Realizar un estudio comparativo entre un proceso con amina convencional versus

amina reformulada.

Efectuar un anlisis que permita inferir posibles cambios en algunos parmetros

involucrados para optimizar el rendimiento de la planta.

Alcance del Estudio

El estudio parte desde el punto de vista exploratorio ya que actualmente hay un

conocimiento general del funcionamiento de la planta de endulzamiento de gas natural

con aminas mediante la revisin bibliogrfica, con el fin de adaptar algunos conceptos

al contexto de la investigacin.; luego se conduce por una fase descriptiva mediante un

anlisis detallado del comportamiento de las variables operacionales en la entrada y

salida de cada uno de los equipos que conforman la planta; por ultimo se convertir enun estudio correlacionar para establecer relaciones y comparaciones entre las

diferentes variables operacionales del sistema.


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CAPITULO IIMARCO TEORICO


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CAPITULO II

MARCO TEORICO

Plantas de Endulzamiento de Aminas

Para mostrar el funcionamiento de una planta tpica de endulzamiento de gasnatural con aminas se procede a describir cada uno de los componentes que laconstituyen.

Figura 1. Esquema general de una Planta de Amina (Fuente: Ingeniera de gas, principios y aplicaciones.Endulzamiento del Gas Natural, Martnez, J. Marcas)

Gas

Agrio

Absorbedo

Rehervidor

Recuperador(opcional)

Regenerador

Acumuladorde Reflujo

Condensador

Tanque de

Abastecimiento

Tanque deVenteo

IntercambiadorAmina-Amina

Gas Dulce


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Separador de Entrada

Este recipiente, colocado a la entrada de la planta, es la unidad encargada deseparar los contaminantes que llegan con la corriente de gas, tales como hidrocarburos

lquidos, agua libre, partculas slidas y algunos compuestos qumicos que han sidoagregados previamente al gas natural, los cuales suelen causar efectos nocivos, comopor ejemplo alteracin y degradacin del solvente, formacin de espuma y corrosin.

Absorbedor o Contactor

El gas natural agrio que sale del separador, entra al absorbedor por el fondo dela torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto con la solucin de amina pobre quebaja desde el tope de la torre. En este contacto el gas cido es absorbido por lasolucin. El gas natural tratado que sale por el tope debe salir con muy poca cantidadde componentes cidos.

El contenido de impurezas en el gas residual depender de las condiciones dediseo y de la operacin del sistema.

La solucin que sale por el fondo del absorbedor, dependiendo de lacomposicin del gas natural agrio, as como del diseo y operacin de la planta,

normalmente contiene: Agua Aminas Componentes cidos (principalmente CO2, H2S y algunas veces en menor

proporcin COS, CS2 y mercaptanos) Gas natural que ha quedado en la solucin Hidrocarburos lquidos retirados de la corriente de gas

Slidos y otras impurezasLa cantidad de hidrocarburos lquidos que pasa a la solucin de amina, aumenta

a medida que sube la presin de operacin y/o disminuye la temperatura de contacto.La cantidad de gas disuelto depender del tipo de solucin que se utilice. La

MEA retiene menos contaminantes que otras soluciones. Por ejemplo, la MDEA+


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Tanque de Venteo

Es utilizado para separar el gas que se disuelve en la solucin. Normalmente esrequerido, excepto cuando la presin del absorbedor es muy baja, y se opera a una

presin aproximada de 75 a 100 lpcm.Cuando la presin de la solucin rica que sale del absorbedor se reduce desde lapresin de contacto hasta la de trabajo del tanque de venteo, la mayor parte de loshidrocarburos que se han disuelto en la solucin se vaporizan llevndose consigo unapequea cantidad del gas cido.

El propsito de este tanque es recuperar los hidrocarburos disueltos en lasolucin, los cuales se conducen a un mechurrio o se utilizan como gas combustible. Deesta manera se evita la formacin de espuma y se logra una mejor operacin de laplanta.

No obstante, es recomendable tener presente el poder contaminante de estosgases, eso podra impedir su uso como combustible. Lo normal es que contenga unacantidad excesiva de CO 2, por lo que se reduce de manera considerable el valorcalorfico, pero tambin puede tener H2S lo cual es peligroso. Por estas razones sesuele colocar, a la salida del tanque de venteo un pequeo contactor.

Es recomendable conectar al tope de este pequeo absorbedor, una lnea de

amina pobre con el fin de retirar el gas cido que transporta el gas combustible.Esta pequea porcin de solucin contaminada se mezcla con la corriente de

amina rica que va hacia el regenerador. La tasa de flujo se regula con un controlador denivel colocado en el tanque de venteo.

La presin del tanque de venteo se controla, a su vez, con una vlvula colocadaen la salida de la corriente de gas, que trabaja con un controlador de presin.

Esta vlvula abre y cierra para mantener constante la presin en el recipiente.Cuando el gas que se est tratando contiene hidrocarburos pesados, parte de

ellos son disueltos en la solucin de amina dentro del absorbedor, al disminuir lapresin en el tanque de venteo, ellos se separan formando una pelcula en la superficiede la solucin de amina depositada en este recipiente. Para lograr la mayor separacinposible de los hidrocarburos pesados en este tanque, es necesario incrementar eltiempo de residencia hasta un mximo de 30 minutos.


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Finalmente son drenados a travs de una vlvula que puede ser manual odirigida por un controlador de nivel.

Figura 3. Esquema del Tanque de Venteo Amina (Fuente: Ingeniera de gas, principios y aplicaciones.Endulzamiento del Gas Natural, Martnez, J. Marcas)

Intercambiador de Calor Amina-Amina

El propsito del intercambiador de calor es aprovechar una parte de la energade la amina pobre o limpia que sale del regenerador.

La solucin pobre que sale del rehervidor, se enfra al pasar por elintercambiador de calor, mientras que la amina rica que viene del tanque de venteo secalienta hasta un mximo de 210 F para hacer mas fcil la separacin de los gasescidos que transporta.

Es conveniente evitar que no se separe el gas en la tubera antes de entrar a lacolumna de regeneracin ya que el sistema se vuelve muy corrosivo. Para reducir esteproblema normalmente se usa tubera recubierta con acero inoxidable.

La velocidad lineal mxima de la solucin a travs de los tubos es de 3 pie/seg.El intercambiador de calor mas comn es del tipo concha y tubos en U. La

solucin rica normalmente fluye a travs de los tubos y la solucin pobre, por la carcazadel intercambiador baando los tubos por su parte exterior.

Entrada deAmina Rica

Amina RicaSin Hidrocarburos

Drenaje deHidrocarburos

IntercambiadorAmina - Amina

Amina RicaHacia el Regenerador

Controlde Presin

Controlde Nivel

Contactor delTanque

de Venteo

Entrada deAmina Pobre

Gas Combustible


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Despus del intercambiador se coloca una vlvula sobre la lnea de la solucinrica que va hacia el regenerador, dirigida por un controlador de nivel, ubicado en eltanque de venteo con el fin de mantener un nivel ptimo de solucin en dichorecipiente.

El regenerador por lo general, se opera a una presin que vara entre 4 y 8 lpcm.A esta presin, los gases que contienen la solucin rica se evaporan a medida que secalienta la solucin.

Regenerador

El propsito del regenerador es remover el gas cido contenido en la solucinrica. En una planta de amina, la torre de regeneracin por lo general contiene entre 18 y24 bandejas. La solucin rica que viene del intercambiador de calor entra en el terceroal quinto plato por debajo del tope. A medida que la solucin desciende entra encontacto con los vapores del rehervidor que suben hacia el tope de la torre. El vaporburbujea en la solucin, en cada plato, retira los gases cidos de la solucin y lostransporta hacia el tope de la torre.

El equipo responsable de la compensacin energtica de la planta es elrehervidor. All se produce o suministra el calor necesario para vaporizar el agua que

viene junto a la solucin rica y la que regresa al regenerador como reflujo. El vapor fluyeen contracorriente con el lquido que cae y, en cada plato, entra en contacto con lasolucin para lograr el equilibrio que permite el despojamiento del gas cido. En losrehervidores que utiliza como fuente de calor vapor, el consumo de vapor en la plantaes un parmetro extraordinario para medir el comportamiento del sistema.

Cuando la cantidad de calor aumenta, se incrementa tambin la cantidad de gascido despojado.

Los vapores que salen por el tope de la torre de regeneracin son una mezcla devapor de agua y gas cido. Al pasar por el condensador, el vapor de agua se condensay los gases cidos tambin conocidos como gases de cola salen de la planta.

El condensador puede ser de tipo concha y tubos, con el uso de agua a travs delos tubos, o un enfriador de aire con ventilador elctrico. En cualquiera de los doscasos, lo que sale del condensador (una mezcla de agua y gases cidos), entran alacumulador de reflujo. Este acumulador es un separador gas lquido. Los gases, que


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han sido removidos en el absorbedor y liberados en el regenerador, salen por el topedel recipiente a travs de una vlvula de control de presin. Por lo general van a unincinerador, a una lnea de venteo o a una planta recuperadora de azufre.

La presin en la torre de regeneracin se mantiene constante utilizando el

controlador de presin que regula una vlvula instalada en la lnea de gas delacumulador de reflujo. El agua que cae al acumulador es bombeada como reflujo, haciael tope de la torre de regeneracin y se regula con un controlador de nivel colocado enel acumulador el cual activa una vlvula de control ubicada despus de la bomba dereflujo. La solucin que se acumula en el fondo del rehervidor se calienta y se vaporizaparcialmente. Los vapores se desplazan hacia la torre.

Figura 4. Esquema del Regenerador Amina (Fuente: Ingeniera de gas, principios y aplicaciones.Endulzamiento del Gas Natural, Martnez, J. Marcas)

Condensador

Amina Rica

Acumuladorde Reflujo

H2S y CO2

TorreRegeneradora

Rehervidor

Recuperador

IntercambiadorAmina - Amina


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Tanque de Abastecimiento

El tanque de abastecimiento se usa para almacenar la solucin pobre o limpia.Por efectos del trabajo diario, parte de la solucin, se pierde en el contactor y en el

regenerador. Tambin habr pequeas prdidas en el empaque de la bomba y en otrossitios. A medida que desciende el nivel de la solucin en el tanque de abastecimiento esnecesario agregar solucin fresca. Es preciso vigilar que al agregar solucin al sistemase mantenga la proporcin agua/amina recomendada en el diseo original. Cuando lasolucin trabaja demasiado concentrada o diluida la planta funciona ineficientemente.

Si la solucin de amina entra en contacto con aire, reacciona con el oxigeno ypierde capacidad para remover componentes cidos del gas natural. Comoconsecuencia es esencial que el aire no entre en contacto con la solucin.

Figura 5. Esquema del Tanque de Abastecimiento de Amina (Fuente: Ingeniera de gas, principios yaplicaciones. Endulzamiento del Gas Natural, Martnez, J. Marcas)

Para prevenir este efecto, se puede utilizar un colchn de gas inerte en el tanquede abastecimiento. Algunas veces se utiliza gas natural en sustitucin del gas inerte.Para prevenir la entrada de aire al sistema se utiliza una presin de 1 a 2 pulgadas deagua.

Gas CombustibleEntrada de

Entrada AminaFresca

Cmara de Gas

Bomba de Amina

Amina Pobre queviene delIntercambiadorAmina-Amina

Filtro

Amina Pobre haciael Absorbedor


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Bomba de la Solucin Pobre

El lquido del tanque de abastecimiento pasa a la bomba, la cual aumenta lapresin de la solucin pobre de tal manera que pueda entrar en el absorbedor. Por lo

general esta bomba es del tipo de desplazamiento positivo. El caudal se reguladesviando una porcin del lquido de la descarga de la bomba hacia una vlvula decontrol manual ubicada en la succin de la bomba.

La mxima tasa de flujo se obtiene cuando la vlvula ubicada en la desviacinest cerrada. La tasa de flujo de la solucin regenerada que va al absorbedor,normalmente se mide por medio de un rotmetro. La bomba o las bombas debe(n)tener 100% de respaldo para garantizar flujo continuo de solucin pobre al tope delabsorbedor.

Debido a que la solucin pobre que sale del fondo del regenerador, est en supunto de burbuja se puede requerir una bomba de bajo NPSH.

Filtros

A medida que la solucin circula a travs del sistema, recoge partculas que seforman como producto de la corrosin. Estas partculas slidas pueden causar

formacin de espumas en el absorbedor y regenerador.Estas partculas slidas normalmente son retiradas mediante el uso de filtros, la

ubicacin del filtro depende del gas cido que se ha removido del gas natural agrio, enel caso de estar presente el H 2S, por razones de seguridad este debe ser instalado enla solucin pobre, de no existir H2S podra estar colocado del lado de la solucin rica.

En aquellos casos donde la formacin de partculas slidas sea relativamentealta, es necesario instalar un filtro para purificar el 100% de la solucin. Si este no es elcaso la solucin se puede colar parcialmente y se coloca una desviacin, para filtrarsolamente parte de la corriente.

Si la formacin de partculas es severa, se pueden utilizar diferentes tipos defiltros para limpiar la solucin. No obstante, en cualquiera de los casos el filtro debe servigilado cuidadosamente y los elementos deben ser reemplazados, cuando se saturencon las partculas.


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La contaminacin de un filtro normalmente se detecta con la diferencial depresin a travs del mismo. Un elemento nuevo, por lo general tiene una cada depresin de 2 a 4 lpc. Cuando se tapa, la cada de presin aumenta. Si la cada depresin excede a 15-25 lpc, el elemento del filtro colapsar y quedar completamente

inactivo. Como consecuencia los elementos del filtro debern ser reemplazados cuandola cada de presin se acerque a la cifra mxima recomendada por el fabricante.

Enfriador de la Solucin Pobre

La solucin pobre que sale del regenerador, por lo general, esta a unatemperatura muy alta, razn por la cual no se puede introducir as al absorbedor,porque pierde capacidad de absorcin de componentes cidos.

Por ello, se utiliza un intercambiador de calor adicional en el cual la solucin seenfra con agua o aire.

Indistintamente del tipo de enfriamiento que se use, la solucin se debe enfriarhasta +/- 10F por encima de la temperatura de entrada del gas al absorbedor.

Cuando el tanque de venteo tiene un purificador instalado para el gascombustible, el caudal de solucin pobre despus de enfriarla se divide en doscorrientes, una pequea que se enva al tanque de venteo y la diferencia, hacia el tope

del absorbedor.

Concentrador o Recuperador de la Amina

A medida que la solucin de amina circula en el sistema, ocurren ciertasreacciones laterales que forman productos termoestables y a su vez degradan lasolucin perdiendo la capacidad de absorcin. Estos productos pueden ser removidosen el recuperador. Esta unidad es en realidad un regenerador; en el cual se separa laamina del material deteriorado. La amina se vaporiza y pasa hacia el tope de la unidad.Los productos de la degradacin quedan en el recuperador, de donde se drenanperidicamente.

La alimentacin del recuperador viene del fondo de la torre de regeneracin.Maneja alrededor de 3 a 5% de la solucin pobre. Se usa principalmente para MEA. Enel tope se instala una columna empacada para eliminar el arrastre de espuma y lquidos


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en vapores. El caudal de vapor (Amina+agua) que regresa al fondo del regenerador, esregulado con un controlador de nivel instalado en el recuperador. Estos vaporesascienden desde el fondo del regenerador, contribuyendo al despojamiento de losgases cidos que trae consigo la solucin rica.

Figura 6. Esquema del Rehervidor y Recuperador (Fuente: Ingeniera de gas, principios y aplicaciones.Endulzamiento del Gas Natural, Martnez, J. Marcas)

Procesos de Endulzamiento o Desacidificacin

Consiste en la eliminacin de los componentes cidos del gas natural,

principalmente el dixido de carbono y el cido sulfhdrico, otros componentes cidospor lo general en menor proporcin como COS y el CS2, deben ser tomados en cuentadebido a que tienden a daar las soluciones que se utilizan para endulzar el gas y, porlo general, no se reportan dentro de la composicin del gas que se va a tratar.

Regenerador

Amina PobreIntercambiadorAmina-Amina

Control deNivel

Amina a alta T regresaal Regenerador

Gas Combustibleo Vapor

Rehervidor

Recuperador

Drenaje

Torre EmpacadaGas Combustible

o Vapor

Vapor Condensado


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Tipos de Procesos

Normalmente se encuentran seis categoras de procesos de endulzamiento odesacidificacin:

Procesos con solventes qumicos. Procesos con solventes fsicos. Procesos con solventes hbridos o mixtos. Procesos de conversin directa. Procesos de lecho slido o seco. Membranas y otros procesos de endulzamiento. Procesos criognicos.

Las caractersticas generales de estos procesos se muestran en la siguientetabla:

Tabla 1. Caractersticas generales de los procesos de endulzamiento

SOLVENTESQUIMICOS

SOLVENTESFISICOS

CONVERSIONDIRECTA LECHO SECO

PRINCIPIOSDEREMOCIONDE H 2S

ReaccinQumica Absorcin Fsica Reaccin Qumica

a) ReaccinQumica

b) Adsorcin Fsica

CARGA OREMOCIONDE H 2S

Limitada porestequiometra

Proporcional a lapresin parcial deH2S

Limitada porestequiometra

Limitada:a) Estequiometrab) rea superficial

CANTIDADDE H 2S

Grande Muy Grande Baja Muy Baja

PUREZAREQUERIDA Moderada/Alta Alta Moderada/Alta a) Muy Altab) AltaENERGIA ENELREGENERADOR

Grande Baja Moderada Grande

APLICACIONTIPICA

Remocincontinua granvariedad deaplicaciones

Remocin enmasa yremocionescontinuas

Procesoscontinuos

a) LechosDesechablesb) OperacionesCclicas

CARG

PH2S PH2S

CARGA

b)

PH2S

CARGA

a) CARGA

PH2S


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Procesos con Solventes Qumicos

En estos procesos los componentes cidos del gas natural reaccionanqumicamente con el componente activo, para formar compuestos inestables en un

solvente que circula dentro de la planta. La solucin rica, se puede separar en suscomponentes originales principalmente, mediante la aplicacin de calor y, con menorinfluencia, por reduccin de la presin de operacin, para liberar los gases cidos yregenerar el solvente. Una vez regenerada, la solucin se enva nuevamente a launidad de absorcin.

El componente activo en el solvente puede ser uno de los siguientes tipos: unaalcanolamina o una solucin bsica (solucin alcalina con sales), con o sin aditivos. Enprincipio las aminas muestran mayor afinidad con el dixido de carbono y producen unacantidad apreciable de calor de reaccin (calor exotrmico).

La afinidad hacia el CO2 se reduce con aminas secundarias o terciarias. En laprctica, esto significa que, por lo menos parte de la solucin en el proceso deregeneracin puede ser afectada por la reduccin de presin en la planta, con lacorrespondiente disminucin de suministro de calor.

En general, los solventes qumicos presentan alta eficiencia en la eliminacin degases cidos, aun cuando se trate de un gas de alimentacin con baja presin parcial

de CO2.Las principales desventajas son: la demanda de energa, la naturaleza corrosiva

de las soluciones y la limitada carga de gas cido en la solucin debido a laestequiometra de las reacciones.


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Tabla 2. Procesos con alcanolaminas

NOMBRE TECNICO CONCENTRACION NORMAL CONCENTRACION EN PESO

MEA 2,5 N Monoetanolamina en agua 15%

MEA-Amina Guard

MEA Gas/Spec IT 15 N Monoetanolamina en agua 30%

MEA-Amina Guard - ST5 N Monoetanolamina en agua con

Inhibidores30%

DGA6 N Diglicolamina en agua con

Inhibidores63% (23-70%)

DEA 2,5 N Dietanolamina en agua 26% (15-26%)DEA - Snea 3 N Dietanolamina en agua 32% (25-35%)

DEA - Amina Guard 5 N Dietanolamina en agua 52%

DEA - Amina Guard ST5 N Dietanolamina en agua con

Inhibidores52%

DIPA ADIP 4 N Disopropanolamina en agua 54% (30-54%)MDEA 4 N Metildietanolamina en agua 48% (30-50%)

MDEA - A ctivada,

Snea-P-MDEA con

Activador

5 N Metildietanolamina en agua 48%

Ucarsol 2 N Metildietanolamina en agua 24%

MEA (monoetanolamina)

La monoetanolamina, es la ms reactiva de las etanolaminas. Es una tecnologaabierta, es decir, no est sujeta al pago de patentes. Se utilizan preferencialmente enprocesos no selectivos de remocin del CO 2 y del H2S, aunque algunas

impurezas, tales como: el COS, CS 2 y el oxigeno tienden a degradar la solucin,

por lo cual no se recomienda en esos casos.Con MEA, se logran concentraciones muy bajas de CO2/H2S. Es til en

aplicaciones donde la presin parcial del gas cido en la corriente de entrada, sea baja.La corrosin y la formacin de espuma son los principal problemas al trabajar con MEApor lo cual el porcentaje en peso de MEA en la solucin se limita a +/- 15%.


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La MEA, es la base ms fuerte de las diferentes aminas y ha tenido un usodifundido especialmente cuando la concentracin del gas cido es pequea. Por subajo peso molecular tiene la mayor capacidad de transporte para gases cidos conbase a peso o volumen, lo que significa menor tasa de circulacin de amina para

remover una determinada cantidad de gases cidos.La presin de vapor de la MEA es mayor que para las otras aminas a la mismatemperatura, lo cual puede producir mayores prdidas por vaporizacin. Este problemase disminuye con un simple lavado del gas dulce con agua. Los problemas de corrosinpueden ser severos (mas aun que con otras alcanolaminas). Como consecuencia deestas desventajas y de los requerimientos de energa para la regeneracin, ha habidouna tendencia hacia el uso de otros procesos. Para mantener la corrosin baja, laconcentracin de la solucin y la carga de gas cido en la solucin deben mantenersebajas. La carga debe ser suficientemente baja para que no se formen carbonatos ybicarbonatos. Con oxigeno, COS y CS2 se forman productos de degradacin, los cualesdeben ser removidos aadiendo un lcali en un sistema de recuperacin (recuperador oreclaimer).

Las variaciones tecnolgicas de la MEA son las siguientes: MEA - Amine Guard MEA - Amine Guard-ST

Ambas variantes dependen de una licencia de la Union Carbide Corporation.Esta empresa le incorpor inhibidores de corrosin, con lo cual se puede permitirconcentraciones hasta 30% por peso. La carga de gas cido en la solucin puede seraumentada.

De manera general, se suele decir, sin especificar cual de los procesos de AminaGuard puede remover CO 2, H2S, COS y RSH tanto de gases de sntesis como de gasnatural. Para el caso del H 2S el grado de remocin puede ser bruta o selectiva.

Segn lo indicado por Marcas Martnez, las condiciones de entrada del gas agriodepende de la ubicacin de la planta, la temperatura vara de 50 a 150 F, teniendopresente que temperaturas menores de 100 F, favorece la reaccin de loscomponentes cidos presentes en el gas con la amina pobre dentro del absorbedor; lapresin varia desde la atmosfrica hasta 1500lpcm, y la temperatura de la solucin deamina en todo el proceso, vara entre 100 y 270 F; el H 2S se puede recuperar


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prcticamente hasta el 100% mientras que en el caso del CO 2 la recuperacin se ajustaentre el 20 y 99,9 %.

DGA (diglicolamina)

La DGA se usa en el proceso Fluor Econamine. El primero en utilizarDiglicolamina fue el proceso Econamina, desarrollado conjuntamente por FLUOR, ElPaso Natural Gas y Jefferson Chemicals.

La DGA, es una amina primaria, como la MEA en cuanto a la reactividad, perotiene mejor estabilidad y baja presin de vapor, lo cual permite el uso deconcentraciones relativamente alta, normalmente 50 - 70.% p/p con suscorrespondientes cargas de gas cido. Tanto la inversin como los requerimientos deenerga son menores que con MEA, debido a que las tasas de circulacin requeridasson mucho ms bajas. La DGA es higroscpica.

Las desventajas son: que la qumica es ms costosa y da productos dedegradacin que no son regenerables cuando estn presentes el CO 2 con COS y CS2.La solucin tpicamente utilizada es 65% p/p DGA o ms alta.

El uso de esta concentracin ms alta, permite la reduccin en las tasas decirculacin en 25-40%, comparado con el tratamiento con MEA. Esto produce ahorrossustanciales tanto de capital como de los costos de operacin. Al mismo tiempo, la

experiencia ha demostrado que la corrosin es comparable, o menor, a laexperimentada con las aminas convencionales.

La degradacin de la solucin absorbedora de aminas se evita con el uso de unatcnica simple y barata de recuperacin por alta temperatura, lo cual purifica la solucin.En esta operacin no est involucrada la adicin de custicos ni otras qumicas. Losrequerimientos de compensacin de la solucin son generalmente menores que paralos procesos con amina convencional. Este mtodo de recuperacin permite el uso del

proceso Econamina para corrientes de gas que contengan COS y CS 2 ya que losproductos de descomposicin formados por la reaccin entre estas impurezas delazufre y la DGA son tambin regenerados trmicamente durante la operacin normal derecuperacin.

La desventaja de la DGA es la gran solubilidad de fracciones del C3+, comparadocon el uso de MEA, DEA, etc,. La DGA tambin se ajusta al tratamiento de lquidos, el


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gas y el condensado se pueden poner en contacto con el solvente, agregando unsistema comn de regeneracin.

La degradacin con COS y CS2 es reversible utilizando un reconcentrador(Reclaimer) a altas temperaturas. Las soluciones de DGA en agua son trmicamente

estables a 400 F, pero se congelan a -40F.

DEA (dietanolamina)

La DEA es mucho menos corrosiva que la MEA, pero la solucin se vuelve muyviscosa en concentraciones altas. La reaccin de la DEA con COS y CS 2 es ms lentaque con la MEA y los productos de la reaccin son distintos, lo cual causa menoresprdidas de amina al reaccionar con estos gases. Tiene una presin de vapor ms bajacon lo cual las prdidas de solucin de amina por evaporacin son menores y funcionabien en absorbedores de baja presin. La DEA se degrada en igual forma que la MEA,pero los productos de degradacin tienden a hervir a la misma temperatura, lo cualhace muy difcil separarlos por destilacin y no se usan sistemas de recuperacin(Reclaimer).

En cuanto a la concentracin que, de cada producto, se puede utilizar esconveniente saber que, al comienzo, las plantas de DEA fueron construidas para operar

con concentraciones de solucin de 30 a 35% p/p. Durante aos, se usaba como reglageneral un 18% para MEA y 25% para DEA debido a la corrosin; sin embargo, se hadeterminado que la DEA no es corrosiva en niveles que exceden el 35%.

La Trietanolamina (TEA) por ejemplo, no se recomienda debido a su bajacapacidad para la absorcin de CO 2, su baja reactividad y su estabilidad, muy pobre.Sin embargo, las aminas terciarias se usan cuando se requiere alta selectividad hacia elH2S.

La DEA se usa para endulzar corrientes de gas natural que contenga un total de10%, o ms, de gases cidos a presiones de operacin de 500 lpcm o mayores. Lascorrientes de gas natural pueden ser tratadas para cumplir con la especificacinconvencional para gasoducto 4 ppm de H 2S mximo, simultneamente con 2% envolumen CO2 o menos. Los gases cidos removidos del gas natural se producen a unapresin y temperatura apropiada para servir como alimentacin directa a una unidad derecuperacin de azufre tipo Claus o LO-CAT.


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Las unidades comerciales operan entre 600 a 1100 lpcm tratando corrientes degases crudos que contienen desde 11 hasta 35% de gases cidos. La relacin deCO2/H2S vara desde 34 hasta 65 en estas unidades.

La mayor aplicacin de la DEA, es el tratamiento de gas de refineras, en las

cuales se consiguen compuestos sulfurosos que podran degradar la MEA.La DEA es ligeramente ms dbil que la MEA y los productos de la reaccin noson corrosivos. La presin de vapor de la DEA es ms baja que la MEA, lo cual reducelas prdidas por evaporacin.

DIPA (diisopropanolamina)

La DIPA es una amina secundaria como la DEA, y ampliamente utilizada enEuropa y Japn. Es una tecnologa abierta, pero tambin se usa como solvente en elproceso SHELL ADIP.

Las soluciones DIPA tienen una gran capacidad para transportar gas cido, conbase molar, pero debido al alto peso molecular del solvente, requiere de tasas msicasmuy alta. Difcilmente el proceso DIPA, puede competir en la remocin del CO2 conotros procesos, pero s, en la remocin del H 2S donde es ms eficiente. Igualmente esutilizado en el tratamiento de lquidos.

ADIP (diisopropanolamina activada)

El proceso SHELL ADIP utiliza soluciones acuosas relativamente concentradas(30 - 40% p/p). Este proceso es ampliamente usado para la remocin selectiva delcido sulfhdrico de gases de refinera con altas concentraciones de H 2S/CO2. El COS,se remueve parcialmente (20-50%).

MDEA (metildietanolamina)

La MDEA, es una amina terciaria que reacciona lentamente con el CO2, por locual, para removerlo, se requiere de un mayor nmero de etapas de equilibrio en laabsorcin. Su mejor aplicacin es en la remocin selectiva del H2S cuando ambosgases estn presente (CO 2 y H2S).


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Una ventaja de la MDEA, para la remocin del CO2 es que la solucincontaminada o rica se puede regenerar por efectos de una separacin instantnea.

Otra ventaja que puede ofrecer la MDEA sobre otros procesos con amina, es suselectividad hacia el H2S en presencia del CO 2. En estos casos la MDEA es ms

favorable. Si el gas contactado a una presin suficientemente alta 800 - 1000 lpcm, bajociertas condiciones puede obtenerse un gas con calidad para gasoducto de 4 ppm deH2S y al mismo tiempo desde 40 al 60% del CO2 presente, puede fluir a travs delcontactor sin reaccionar. Con una alta relacin CO 2/H2S, puede usarse MDEA paramejorar la calidad de la corriente de alimentacin de gas cido hacia una planta Clauspara recuperacin de azufre. Se utilizan soluciones de 30 50% p/p de amina.

A-MDEA (metildietanolamina activada)

En la MDEA activada, con licencia de BASF, Linde, Lurgi, Parson y otros, laadicin de una amina secundaria como activador acelera la absorcin cintica del CO 2.La A-MDEA no remueve los mercaptanos, ni se puede utilizar slo para la remocinselectiva del H2S debido a la presencia del activador. La regeneracin parcial de lasolucin puede ser afectada por la evaporacin de la solucin rica dependiendo de lasespecificaciones del gas tratado, es posible suministrar una pequea corriente lateral

regenerada trmicamente, para una segunda etapa de absorcin.

Factores para la Seleccin de un Proceso

Los factores que se consideran ms importantes en la seleccin de un procesoson:

Regulaciones de contaminantes en el ambiente, referidas a H 2S, CO2, COS,RSH, etc.

Tipo y concentracin de las impurezas en el gas agrio. Especificaciones del gas residual (gas dulce). Temperatura y presin del gas agrio y del gas tratado. Volumen del gas a ser procesado. Corrosin.


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Fraccin molar de los hidrocarburos en el gas. Requerimientos de selectividad. Costos de capital y de operacin. Regalas

Necesidad de plantas recuperadoras de azufre.Disponibilidad de facilidades: agua para enfriamiento, electricidad, vas de

acceso y espacio fsico.

Variables de Contro l y Operacin de una Planta

El anlisis de los parmetros que afectan el comportamiento de una planta deaminas permitir localizar las fallas que a menudo se presentan.

Tasa de Circulacin de la Solucin de Amina

El consumo energtico es directamente proporcional a la tasa de circulacin dela solucin de amina. No obstante, al aumentar la concentracin aumentar la carga degas cido en la solucin y disminuir la tasa de circulacin de la solucin y los costosde energa.

La tasa de circulacin de amina se decide cuando se disea la planta; despusde arrancarla, por lo general, no se cambia. En ocasiones se producen cambios en elcaudal de gas tratado o en la cantidad de gas cido que llega a la planta, pero semantiene la tasa de circulacin apoyndose en las condiciones de diseo o en el hechode que los operadores anteriores, lo venan haciendo as. Trayendo como consecuenciael desperdicio de energa.

Cuando se reduce la cantidad de gas tratado o la concentracin de gas cido en

la alimentacin, se pueden hacer ahorros energticos reduciendo la tasa de circulacinde amina. La prctica establecida de no lo cambies que as ha estado trabajando bienle cuesta a la industria muchos millones de dlares por ao.

La tendencia establecida ha sido, aumentar la tasa de circulacin para disminuirla corrosin. Esta prctica tambin puede significar prdidas grandes en el costo de laenerga, lo cual obliga a optimizar la tasa de circulacin de la solucin.


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La siguiente frmula puede ser til para formarse una idea del impacto sobre elcosto energtico de la tasa de circulacin de la solucin:

V.E. ($/ao) = (gpm)*(525,6) * (C.E.)V.E. = Valor de la energa, US $/ao.

gpm= tasa de la circulacin de amina (galones/minuto)C.E.= Costo de la energa: $/MPpcn $/1000 Lbs de vapor $/MMBTU.

Carga de Gas cido

La falta de monitoreo, de carga de gas cido en la solucin tambin puedeproducir costos elevados de energa. Cada tipo de solvente tiene una carga ptima degas cido, es importante que se conozca bien estos valores, debido a que estninterrelacionados con una gran cantidad de variables.

La mayora de las soluciones de amina solamente necesitan entre 0,05 y 0,08moles de gas cido total por mol de amina pobre para satisfacer las especificacionesdel gas dulce. El contenido total de gas cido en la solucin pobre, por lo general esmucho mas baja, algunas veces est por debajo de 0,01. Al excederse en el procesode regeneracin de la solucin, la cantidad de energa que se utiliza es muy alta. Sedebe monitorear regularmente la cantidad de gas cido en la solucin, con el fin de

compararlo con las soluciones ptimas. La corrosin aparece cuando la carga de gascido en la solucin excede la lnea de referencia, si por el contrario, la carga de gascido est por debajo de la lnea de referencia, empieza a producirse un desperdicio deenerga.

Concentracin de la Solucin de Amina

La MEA y la DEA, son de uso comn en las plantas de endulzamiento. Laconcentracin varia entre el 10% y 20% p/p en el caso de la MEA y entre 20% y 30%p/p, para la DEA sin inhibidores. La tendencia ha sido, operar en el punto mas bajo delrango para minimizar la corrosin. Esta prctica produce perdidas muy grandes enenerga. Al aumentar la concentracin, se aumenta la capacidad de la solucin pararemover gas cido y se logran ahorros energticos considerables.


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Cuando se alcanzan concentraciones hasta del 45% p/p para MEA y DEA sininhibidores, puede aumentar de manera notoria la corrosin, incrementando de manerageneral el costo de operacin de la planta. Existen analizadores que permiten agregar,automticamente, la cantidad de amina o de agua requerida, para mantener la

concentracin en el nivel adecuado.Reflujo

El vapor de agua que sale por el tope de la columna de regeneracin, junto conlos gases cidos, es condensado y devuelto al regenerador en forma de reflujo. Larazn entre los moles de agua (L) que regresan al regenerador y los moles de gas cidoque salen de la planta (D), se conoce como RAZON DE REFLUJO . Este parmetro es

fundamental en el diseo y operacin de la torre y un indicador de la cantidad deenerga que debe ser usada en el rehervidor. La razn de reflujo, determina la cantidadde gas cido residual en la amina pobre y, por lo tanto, la eficiencia del fraccionamiento.El valor tpico de R= L/D vara entre 1,5:1 a 4:1 dependiendo del nmero de bandejasque tenga la torre y de otras variables.

En un diseo tpico, una razn de 2:1, es comn. En las refineras, la razn dereflujo ms utilizada es 4:1. A medida que aumenta la razn de reflujo R, la cantidad deagua condensada que regresa al regenerador es mayor, lo cual indica que se debeextraer ms calor por el condensador y para mantener el equilibrio energtico de latorre se debe agregar calor en el rehervidor. Esto refleja finalmente en un mayorconsumo de energa.

Por lo general, no se mide la razn de reflujo, por lo cual es difcil determinar lasprdidas por este concepto.

Para controlar la cantidad de energa que se utiliza, se debe disponer de uncontrolador de temperatura en la lnea de vapor que va del tope del regenerador a la

entrada del condensador. Normalmente el rango de temperatura va desde 190F hasta210 F,. Por debajo de esta temperatura, la cantidad de vapor es insuficiente para lograrun fraccionamiento apropiado y puede aparecer corrosin severa. Cuando latemperatura est por encima del nivel recomendado se produce fraccionamiento enexceso con el subsiguiente costo de energa.


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Una razn de reflujo ptima debe ser un reto permanente. Cuando la razn dereflujo est por encima del nivel de referencia, habr desperdicio de energa y cuandoest por debajo, podra estar apareciendo la corrosin en la planta. Para mantener loscostos de energa y la corrosin en el mnimo posible, la razn de reflujo real debe

coincidir con la razn de reflujo ptima.

Recuperacin de Energa

Cuando el absorbedor trabaja a una presin suficientemente alta, se puede usaruna turbina para recuperar la energa potencial contenida en el lquido, a alta presin.Una turbina hidrulica convierte la presin alta del lquido en energa mecnica que sepuede utilizar para mover otras bombas del sistema.

En todo caso, la energa mecnica que se recupera no es suficiente para moverla bomba de amina pobre y debe ser compensada con un motor elctrico.

Intercambio de Calor

Hay una buena inversin en el diseo de los intercambiadores de calor conahorro energtico, por el contrario, el intento de ahorrar reduciendo el tamao de las

unidades, resulta muy costoso. El calor que no se recupera en los intercambiadoresamina-amina, representa una carga adicional para el rehervidor. Cuando ms seprecalienta la amina rica mediante la recuperacin de calor de la amina pobre, menores la cantidad de calor que se debe agregar al rehervidor en el proceso deregeneracin. Este intercambiador debe ser diseado para lograr una aproximacin dela temperatura de no ms de 30F a 40F.

Para ahorrar energa, tambin es necesario un mantenimiento apropiado de losintercambiadores. Por ejemplo, si un intercambiador amina-amina no est trabajandocerca de las condiciones de diseo, pudiera ocurrir que tenga problemas de formacinde escamas o pelculas de vapor atrapadas en el lado de la carcaza.

El sucio reduce la eficiencia operacional y produce un gran desperdicioenergtico. La limpieza de los intercambiadores utilizando qumicas, es una formaexcelente de reducir el consumo de energa, no obstante, una limpieza mal hechapudiera causar problemas serios en la operacin y aumentar los costos drsticamente.


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Por ello, se deben utilizar empresas con conocimientos claros de los equipos y de lasqumicas utilizadas para la limpieza.

Perdidas de Amina

Las prdidas de amina pueden ser un problema operacional serio y costoso.Estas prdidas normalmente se deben a:

Arrastre de solucin tanto en el absorbedor como en el vapor del tanque deventeo.

Cuando el extractor de niebla est tapado. Cuando se forma espuma. Vaporizacin de la amina en el regenerador. Degradacin en productos termoestables en el caso de las aminas primarias. Derrames operacionales. Trabajos de limpieza mal hechos. Disposicin de productos del reconcentrador.

Lo que ocurre despus que la amina sale del sistema tambin es importante. Laamina que se va absorbida en el gas tratado, puede contaminar el glicol o losdesecantes slidos que se encuentran aguas abajo, de la planta de endulzamiento, lo

cual representa costos elevados y problemas operacionales. Lo mismo ocurre cuandola solucin sale del regenerador y llega a la planta de azufre.

Formacin de Espuma

La formacin de espuma puede generar dificultades de todo tipo: Aumenta las prdidas de amina

Hace ms difcil el tratamiento del gas natural Ocasiona corrosin Aumenta el consumo de energa

La formacin de espuma es causada por los contaminantes presentes en lasolucin de amina.


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La formacin mecnica de la espuma normalmente es causada por la velocidadmuy alta del gas y de los lquidos a travs de los equipos.

Una de las mejores formas de detectar la formacin de espuma es usar unacelda de presin diferencial en el absorbedor y en el regenerador. Una presin

diferencial errtica indica que la formacin de espuma es ms severa.Cuando se acostumbra a medir la diferencia de temperatura entre el gas tratadovs. el gas cido o entre la amina rica vs. la amina pobre, se puede detectar la formacinde espuma en la medida en que el diferencial de temperatura cambie de maneraabrupta.

La mejor medicina para evitar los problemas con espuma, es el cuidado de lasolucin de amina. el uso de antiespumante no resuelve los problemas bsicos, y sedeben usar slo de manera temporal, hasta que las causas verdaderas seanencontradas.

El uso regular de la mayora de los antiespumantes, suele ayudar a la formacinde espuma en lugar de eliminarla. Para ayudar a la dispersin del antiespumante sedebe agregar, corriente arriba, en los puntos de alta turbulencia tales como: en lasuccin de la bomba o delante de una vlvula.

Filtracin

Un mejor conocimiento de los filtros y de las tcnicas de filtrado pueden ayudar adisminuir los costos de purificacin de la amina. En muchas plantas el costo anual delos cartuchos es mayor que el costo anual de la amina, esto es buena seal de que algoanda mal.

La informacin importante que se requiere para comparar los cartuchos es lasiguiente:

La resistencia a las qumicas Las tasas de flujo ptimas a travs del cartucho La mxima presin diferencial que puede tolerar antes de que se rompa

Los slidos en la solucin de amina, causan ensuciamiento, formacin deespuma y taponamiento. Esto, a su vez, produce prdidas de amina, erosin, corrosiny daos en las bandejas o empaques en la torre de absorcin y en el regenerador.


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Para mantener la solucin de amina y el sistema, operando a mxima eficiencia,los slidos deben ser removidos por medio de filtros. Los slidos que taponan el carbnactivado en el sistema de purificacin acortan la vida til del carbn y la eficiencia pararemover los contaminantes de los lquidos. Por esta razn el filtro para remover los

slidos del sistema debe estar colocado aguas arriba del sistema de purificacin decarbn activado.El costo de la filtracin depende del tamao de las partculas que se requieren

retirar del sistema. Comenzar con un tamao de partculas de 5 micrones en un sistemaque no haya sido filtrado por un perodo largo de tiempo, resultara muy costoso.Cuando se permite que la amina se ensucie demasiado los costos de operacin y losproblemas aumentan de manera considerable, por lo cual es bueno tener presente quela filtracin apropiada es una buena inversin.

Algunos cartuchos no tienen la estabilidad trmica requerida para el servicio deamina. La seleccin arbitraria de un cartucho y la tasa de flujo aplicada puede resultarmuy costosa. Por lo que la tasa de flujo depende las siguientes variables:

Del tipo de cartucho De la viscosidad del fluido Longitud y dimetro de la partcula y de otros factores

Si la planta est removiendo H2S, es bueno colocar el filtro del lado de la amina

pobre, para proteger a los operadores.Al considerar los aspectos econmicos se debe tener presente el impacto sobre

el medio filtrante, las prdidas de aminas, la disposicin de los cartuchos usados y loscostos de mano de obra.

Reduccin de los Costos de Corrosin

La corrosin en las plantas de amina es un problema extremadamente costoso.Los costos de corrosin incluyen:

El reemplazo de los equipos corrodos Paros no programados en la planta Reemplazo de la solucin de amina Prdidas de la amina debido a la corrosin


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Sobrediseo de los equipos para compensar los efectos de la corrosin Mantenimiento preventivo innecesario El uso de materiales para accesorios y equipos ms costosos

Estos efectos no incluyen los aspectos de seguridad y los peligros para la salud

que pudieran resultar de la corrosin no controlada.

Aminas Formuladas

Como un avance a la tecnologa tradicional empleada en los sistemas deendulzamiento de gas natural, han ido apareciendo en el mercado de la qumica unaserie de productos normalmente patentados de aminas reformuladas con el fin dedisminuir los problemas as como de optimizar los costos de inversin y de operacin delas plantas que trabajan con aminas convencionales.

Dentro de estos productos se mencionan los patentados por DOW CHEMICAL: Ucarsol Jefftreat Gas/spec

Ucarsol

En el proceso UCARSOL, se utiliza la MDEA para la remocin selectiva del H2S,pero se incorporan inhibidores; utiliza diferentes formulaciones mltiples para controlarla reaccin cintica relativa al CO2 y al H2S. A esto se le ha llamado la familiaUCARSOL.

Algunos de los solventes patentados y sus aplicaciones de la lnea UCARSOLson los siguientes:

Los solventes UCARSOL HS 101 y 104, para tratamiento de gas cido. Los solventes UCARSOL HS 102 y 103, para la remocin selectiva de H2S. El solvente UCARSOL HS 115 es sper selectivo y reduce la solubilidad de los

hidrocarburos. El solvente UCARSOL LE 713 para gas de refinera y tratamiento de GLP.


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Los solventes UCARSOL CR - 301, 302 y 303; AP 802, 804 y 806, estndiseados especficamente para la eliminacin de CO 2 a granel en los procesosde gas natural.

El solvente UCARSOL CR 402, est especialmente diseado para la

eliminacin total, tanto del dixido de carbono como del sulfuro de hidrgeno enlos procesos del gas natural.

El solvente UCARSOL AP 810, est especialmente diseado para eliminar eldixido de carbono en los procesos de gas natural y gas de sntesis.

El solvente UCARSOL AP 814, diseado para eliminar en su totalidad eldixido de carbono en los procesos de gas natural y de gas de sntesis,obteniendo un gas tratado con menos de 10 ppm de CO 2.

El solvente UCARSOL NH 608, diseado para la eliminacin del dixido decarbono en las instalaciones de sntesis de amonaco, este solvente proporcionabeneficios significativos en los costos operativos significativos en comparacincon otros solventes que se utilizan en las instalaciones que normalmenteprocesan amonaco.Las aminas especiales de DOW se basa en la metildietanolamina (MDEA). Se

encuentran disponibles en distintas formulaciones y proporcionan un rendimientosobresaliente; adems, estn elaboradas especialmente para satisfacer

requerimientos especficos del tratamiento de gas.Las unidades de aminas existentes que se convierten en las aminas especiales

DOW logran reducir costos mediante el consumo bajo de energa, una mayor capacidady menores costos de mantenimiento.

Adems pueden utilizarse en concentraciones mayores con el fin de incrementarla capacidad de la planta, sin que haya necesidad de inversiones adicionales en nuevoequipo.

Jefftreat MS 100

Es un solvente basado en metildietanoalamina MDEA, formulado paratratamiento selectivo.


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46

GAS/SPEC

Algunos de los solventes patentados y sus aplicaciones de la lnea GAS/SPECson los siguientes:

GAS/SPEC Cs1000 y Cs2000 son solventes basado en metildietanolamina

(MDEA) formulado para proporcionar el retiro profundo del dixido de carbono(CO2) de gases de proceso. Este permite mayor capacidad de retiro de CO2 conmayor estabilidad qumica, menor corrosin y mayor vida til de los equipos, bajocondiciones extremas que para MEA (monoetanolamina) o DEA (dietanolamina).Este solvente se debe considerar principalmente para los usos en los cuales laespecificacin requerida de CO2 en el gas tratado es menor de 1000 ppmv. Sususos mas frecuentes est en plantas de hidrgeno, de Amonaco, sistemas

criognicos y etanizadoras. GAS/SPEC Cs-1 es un solvente formulado de MDEA diseado para el retiro de

H2S y CO2 de corrientes de gas o de hidrocarburo lquido. se utiliza tpicamenteen las aplicaciones donde se requieren bajos niveles de CO 2 en el gas tratado.Este proporciona mayor capacidad de retiro del gas, que con la misma cantidadde volumen circulando de solucin de aminas genricas tales como MEA o DEA.GAS/SPEC Cs-1 es menos corrosivo que las aminas genricas y se puedeutilizar en porcentajes de hasta 50% en peso, lo que origina una reduccin en latasa de circulacin de la amina y del consumo de energa. Esto se traduce engastos de operacin ms bajos y mayor capacidad para el equipo existente ymenor inversin para un equipo nuevo.

GAS/SPEC Cs-3 se disea especficamente para el retiro completo de H 2S ymoderado de CO 2 de corrientes de gas o de lquido. Este solvente es ideal paralos usos que tratan del gas donde algo de CO 2 en el gas tratado se desea,permitiendo que una porcin del CO2 permanezca, se utiliza en plantas de

recuperacin de Aceite, tratamiento de gas natural, retiro a granel de CO 2 deGLP y en tratamiento de gas natural licuado.

GAS/SPEC CS-Plus se disea especficamente para el retiro mximo de CO 2.Desde su introduccin (1988), GAS/SPEC ha demostrado ser uno de lossolventes ms rentables para el retiro de CO 2 en amonaco, hidrgeno, y otrasplantas del gas.


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Empleado en sistemas criognicos, tratamiento del gas de sntesis, tratamientode etano, retiro a granel del CO 2 del gas natural.

GAS/SPEC SS es una MDEA formulada por INEOS, diseada especficamentepara la industria del tratamiento de gas. Remueve selectivamente H 2S sobre CO 2

de una corriente de gas o lquido, que da lugar a mayor capacidad de retiro delgas cido con el volumen de solucin circulando que las aminas convencionalestales como MEA, DEA, y DIPA. GAS/SPEC SS es menos corrosivo y menospropenso a la degradacin que MEA, DEA, o DIPA y se pueden utilizar enporcentajes de hasta 50% en peso, reduciendo la circulacin de la amina y elconsumo de energa.Utilizado en gas de sntesis, tratamiento de gas de cola, tratamiento de GLP ygas natural licuado y enriquecimiento del gas agrio.

GAS/SPEC SS-3 y SS-4, se formulan para aplicaciones donde se requiere elretiro selectivo de H2S de corrientes de gas. Por medio de estos no solamente sereduce el H2S a niveles ms bajos que MDEA, sino que tambin mejora eldeslizamiento del CO2. La selectividad creciente para H2S sobre CO2 permite quela planta aumente la capacidad de tratamiento, disminucin del consumo deenerga, y mejora la calidad del gas cido que va a la planta de recuperacin deazufre. Los beneficios netos son costos ms bajos y operaciones de planta

mejoradas. GAS/SPEC SS-3 y SS-4 son utilizados en las aplicaciones donde MDEA no

puede alcanzar la especificacin requerida de H 2S. Estos solventes sonempleados en el tratamiento de gas natural, enriquecimiento de gas agrio, engases de refinera.

GAS/SPEC SRS se formula para alcanzar niveles ms altos del retiro total delazufre que MDEA genrico. GAS/SPEC SRS es ideal para aplicaciones donde se

requieren el retiro del sulfuro de carbonilo y deslizamiento moderado del CO2.GAS/SPEC SRS tiene bajo calor de reaccin y baja corrosividad de la solucin,permitiendo aumentar capacidad para el tratamiento del gas y/o reduccin de loscostos energticos. Empleado en el tratamiento de gas natural, gas naturallicuado y gases de refinera.


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C PITULODESARROL LO DE LOS CALC ULO S


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CAPITULO

DESARROLLO DE LOS CALCULOS

Para generar los clculos que permite obtener el comporlamiento de 15s

parm etros de acuerd o al cam bio de las variables involucradas, a:;[ co mo pa r3 el

diseo de los equipos que conform an una planta de endulzamiento de gas natural con

aminas, se realizan med iante el uso de la hoja de clculo E xcel.

Partiendo de una serie de datos de enlrada que se deben introducir en la 'ioja

etiquetada como: Introduccin de datos, los cuales corresponden bsicamente a la

informacin de las condiciones de entrada de los fluidos (Aminas y el gas), en cada uno

de los equipos.

Los valores introducidos varan de acuerdo a la aplicacin especfica del tipo de

gas ma neja do de las condiciones amb ientales del sitio, algurios valores sonconstantes que provienen de las propiedades fisicas sobre todo para las aminas.

En cuanto a las aminas se introducen los datos corres pon di en ti?^ punto a punto

de la planta para c ada uno.

El desarrollo de los clculos se efecta en las hojas etiquetadas como: Clculos

Amina Convenc iona l y Clculos Ucarsol, en las cuales se llevan a cabo todo ; los

clculos correspondientes para evaluar las variables involucradas y realizar el diseo de

los equipos de una planta de endu lzamiento de ga s natural 'con cada uno de los

solventes.

A medida que se avanza ert el desarrollo de los clculos existen algunos datos

que se requieren obtener basados en resultados de clculos previos, como los

provenientes de figuras y tablas, los cuales estn identificados en las celdas

correspondientes con fondo azul y en letra de color rojo.

Los resultados comparativos se encuentran en la hoja etiquetada como:

Co m pa ra ci n d e Re su ltad os , en la cual se visualizan los valores obtenidos para Sada

uno de los parametros ms destacados dentro de una planta de endulzamiento de gasnatural.

En las siguientes pginas se muestra el desarrollo de los clculos para un

problema tipo de endulzamiento de gas natural tanto con la amina convencional, c.omo

con am inas reformulada tipo U C A R S O L ~ .

5


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Datos para Sistemas de Endulzamiento

. Condiciones del gas a la entrada de la planta

Q = 20 MMPCSD

P= 451, LPCM

Pabs = 464 7 LPCAT = 115 F

Tabla 4. Composicin del gas cido entrando a la planta

Componente Y ( ) (LbiUxnol)W Tci ( R) (LPCA)ci Tbi ( R)

C6

Aareaar otros comD.


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2. Condiciones del qas a la salida de la planta

Caida de Presin del gas en el absorbedor, AP =

Incremento de Tgas en el absorbedor, il =

T = '

Contenido de COI en el gas a la salida =

Contenido de H2S en el gas a la salida =

-Tlanque de reflujo

-

-Planque de reflujo -

-T ~ o p e el Regenerador -

-P ~ r a b a j o el Regenerador -

Tabla 5. Informacin de los solventes

0 LPC

5 F

120 F60 PPm

PPm

120 F

4 LPC

200 F

10 LPC

Meti1dietanolarni;naCaractersticas del Monoetanolarnina Reformulada

solvente (MEA)(MDEA')

Concentracin del'solvente 15'30 i

Carga cida del SolventeLbrnol COZ Lbrnol de

solvente puro

Peso rnolecular de lsolvente (LbILbrnol)

I ~ b r n o l e solvente pur olrequerido para absorber 1

Lbrnol de gas c ido =

Calor de reaccin del C0 2825 7

(BtcilLb)

Calor de reacci n del H2S615 l 520

I I

T ~ o n d o el Regenerador O F ) 24; 238


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Tabla 6 Tarna os de los recipientes de acuerdo a la tasa de circulacin dearnina

GP M de solucin

Tabla 7 Continuacin de tama os d e los recipientes de acuerdo a la tasa decirculacin de arnina

G PM de solucin


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Sum atoria de los Hidrocarburos sin (20 2 ni H2S 90,04

Factor de Norma lizacin= HCsa~ldalHCent,ada=> 1,110546

Punto de rocio del gas a la entrada del absorbedor c on

P= 464,7 LPCA

Tmc,o - 53,4 'F

Gravedad del gas a la entrada: = 0,7091

De la figura 23 -8 del GP SA , el factor de ajuste de latemperatura Pseudocritica por acidz, =

1 2 R

Temp eratura Pseudocritica corregida =

Presin Pseudocritica corregida =

Temperatura Pseudoreducida =

Presidn Pseudoreducida =

Factor de Co mpresibilidad de la figura 23-4 del GPS A, Z =

as c i d o q u e va a s e r r e m o v i d o

Volume n total de gas cido removido 218,5971 LbmolllirVolmen de C 0 2 emovido 218,5400 Lbmo lllir

Volum en de H,S rem ovido 0,057 1 Lbm ollhr

1.990.720 FCND

Presidn parcial del C 0 2

Presin parcia l del H S

Presin parcial del gas cido:

Volumen molar de gas que sale de la planta:

Cau dal de gas que sale de la planta:

46,2702 LPCA

0,0139 LPCA


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Tabla 10. Com posicin del gas tratado

Componente Y ( )Y P c i*M W Flujo Molar

(LblLbmol) (Lbmollhr) (LF CA)

100,00 17,944 1977,56 365,44 665,89

Tabla 11. Calor espec ltico del gas tratado

'Los valores de Cp son obten idos de la tabla 13-6 del GPCA 9,4068


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Gravedad del gas a la salida 0,6196

Temperatura del gas a la salida del absorbedor

Presin del absorbedor 464,7 LPCA

De la figura 23-8 del GPSA, el factor de ajuste de latemperatura Pseudocritica por acidz, = 0,0502 R

Temperatura Pseudocritica corregida 365,3918 R

Presin Pseudocritica corregida 665,7884 LPCA

Temperatura Pseudoreducida = 1 5 9Presin Pseudoreducida = 0,70

Factor de Compresibilidad de la figura 23-4 del GPSA, Z 0.943

Tasa de ci rculacin de la Monoetanolarnina

CpMEA =

Tasa masica de MEA-agua:

Tasa volumtrica de MEA-agua:

Tasa de circulacin de la solucin MEA-agua:

988,4802 Kg1m3

61,6534 Lblpc

992,0249 Kglm3

61 $745 Lblpc

993,4101 W m 3

61,9609 Lblpc

i

267.038,2 Lblhr

1,1972 ~clseg

537,32 gpm


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D e acuerdo a la ec uac iin de Jones an Pierce, como estimado se tiene:

GP M 41* (Qny/x)

Temperatura promedio en el absorbedor:

Calor especifico del gas dulce (Cp) a Tpromed io

Peso m olecular promedio del gas: 19.24 I.b/Lbmol

Cantidad de calor tomado por el gas: 93.01 13tulhr

Calor de Reaccin:

Qr (COZ)=Qr H,S)

Calor remanente en la amina= r Q absorbe gas ) 7.842.989 13tulhr

Temperatura de la solucin pobre o limpia de amina = 125 F

51.67 C

CpMEA

Cpsolucin

De la ecuacin de calor, Q = mnCp* T,-T,)

(T2 -T )=

Temperatura de descarga de la solucin:


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Calculo del Calor Q de la solucin con parametros reales

Tpromedio de la solucin dentro del absorbedor: (T,+T2)12 140,53 'F

60,29 C

CpMEA =

Cpsolucin =

Q= 7.888.479 Btulhr

lntecambiador Amina Amina

Suponiedo un incremento de temperat. en la soluc. rica de: 5 F

Temperatura de sliila de la solucin rica = 171 O6 F

.77,26 C

Temperatura del Rehervidor =

Calculo de la transferencia de calor en el intercambiador amina-amina.

Solucin rica pasa de

Solucin pobre pasa de

Tpromedio de la solucin rica: (T1+T2)/2

156,06 F a ==> 171 O6 F

212,78 Fa


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CpMEA

CpH,O

Cpsolucin =

Q=

Tpromedio de la solucin pobre: Te+Ts)/2

CpMEA

Cpsolucin

C lcu lo de l r ea de tr ans fe renc ia de ca lo r de l i n t e rcambiador amina amina

Fluido interno

Fluido Externo

P

RDe la figura 9-4 con P R

E l factor de correccin de ATlogaritmico

Nume ro de pa sos por la carcaza

Numero de pasos por los tubos

Amina rica

Amina pobre

0,1745

1.9478


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A l logaritmico =

AT logaritmico corregido =

Coeficiente de transferencia de calor para servicio 120,00 Blul hr.pie7~FlMEAIMEA, estimado de la figura 9-9, U

Area de transferencia d e calor del intercambiador amina amina =

522,1876 pie2

Carga calorifica para elevar la temperatura d e la solucin en el regenerador

Presin = 10 LPCM

Incremento de temperatura de la solucin en el rehervidor 70,94 F

T promedio de la solucin: (Teritrada+Tsalida)/2 206,53 F96,96 C

CpMEA

Cpsolucin =

Tabla 12. Composicin de la solucin que llega al absorbedor


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-Psolucin -

Gravedad de la solucin

995,871 7 1< J1m3

62,1144 Lblpc

0,9954

Tabla 13. Composicin de la solucin que sale del absorbedor v entraal regenerador

Caractersticas de la solucin que deja la torre de regeneracin:

La fraccin molar del C o i en el top e de la torre d e regeneracin antes del

condensador de salida es:

YC02 =Lbmol C oz etiradolsuma (LbrnolCO, retirado + Lbmol O I que llegan) 0,4082

Lbmol de vapor que dejan la torre (incluye C02) =

Lbmol de CO2 que llegan al regenerador = 3 16 a8 Lt,mohr e gu

De la figura 3-2 (digrama binario C021H20) de Ingeniera de gas principicls ya~l icaciones e Marcas Martnez

Con presin en el separador = Presin del tanque de reflujo = LPC

Temperatura en el separador = Tempe ratura del tanque de reflujo = 120 F

La fraccin molar del CO,, tope del regenerador, YC02 91 X


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Cantidad de agua que se condensa y sale por el fondo delseparador para regresar com o reflujo al tope de la torre de 295,2635 Lbmollhrregeneracin =

10,7558 gprn

ca ntid ad de agua que sale con el C 2 por el tope delseparador =

Can tidad de agua a restituir en el tanque de surninistropara m antene r concentracin de la solucin = 0,7876 gpm

Elevacin de Presion, AP = 6,OO LPC

Eficiencia de la bomb a, e = 60%

Temperatura p rome dio de la solucin e n la succin de labom ba de reflujo = 120 F

48,89 C

Carga o cabezal de la bom ba =

Potencia hidrulica :

Potencia de la bom ba:

988,4802 M1m3

61,653 Lblpc

14,Ol pies

Ca lo r t o t a l e vapor izac in el agua, Qv =

De las tablas para vapor saturado d e agua fig. 24-3 7 (GP SA )

Co n T= 212 F P = 14,697 LPC A

Hv= 1 I50,C.O BtuILb

HI= 180.1 7 BtulLb

Calor de vaporizacin por unidad de masa del agua, Hv-HI = 970,33 3tuILb


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Calor total de vaporizacin del agua. Qv = 5.539.364 Btulhr ~

Carga calorfica del rehervidor :

-Qrehervidor = Q r e a c c i 6 n ~ 0 2 + ~ 2 ~ ) + Q e e v ar n l reg Qv del agua 31 977 524 Btulhr

Dimensionamiento de l tanque de suminist ro

De acuerdo a la tabla de la figura 21-12 del GPSA, las dimensiones del tanque desuministro para cumplir con el caudal son los siguientes :

Dimetro :

Altura :

pies

32 pies

Dimensionamiento del acumulador de reflujo

De acuerdo a la tabla de la figura 21-12 del GPSA, las dimensiones del tanque dereflujo para cumplir con el caudal son los siguientes :

Dimetro

Altura :

Condensador para e l tope de la torr e d e regeneracin:

Asumiendo condensador de agua,

Fluido interno

Fluido Externo

P =

R =

De la figura 9-5 con y R

El factor de correccin de ATlogaritmico=

Numero de pasos por la carcaza =

Numero de pasos por los tubos =

pies

pies

Agua de enfriamiento

Vapor

0,2727

2,6667


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Temperatura promedio d el vapor en el condensador =

C p H 2 0@ Tpromedio =

C p C 0 2 @ Tpromedio =

Cantidad de calor a retirar en el condensa dorQ c = Mmezcla Cp AT =

Tempe ratura de l agua de enfriamiento a la entrada delCondensador =

9 F

Tempe ratura d el agua de enfriamiento a la salida delCondensador =

120 F

Temperatura promedio d el agua de enfriamiento 105 F

.40 ,6 CC p H 2 0 @ Tpromedio = 4,1790 .ioui/(gr' C)

0,9981 tRu/(Lb' R)

Flujo m sico de agua requerido = 20.718,85 1-blhr

AT logaritmico=

AT logaritmico corregido=

Coeficiente de transferencia de calor para serviciocondensando co n agua e l productos del tope de una torre, 70.00 l~hd(hr'pie ~F)estimado de la figura 9-9, U =

Area d e transferencia de calor del condensador

C a p a ci d ad d e l a b o m b a d e s o l u c i n d e MEA

Elevacin de Presion, A? =

Eficiencia de la bom ba. e =


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T promedio de la solucin en la succin de la bomba =

pH2O

CpMEA

P~oluci n

Caudal de solucin a temperatura de succin =

Carga o cabezal de la bomba

Potencia hidrulica :

Potencia de la bomba:

Caudal de gas a condiciones del absorbedor(117,5 F y 464,7 LPCA)

Dimetro de l absorbedor:D =

962 5952


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Velocidad d el gas:

Vg(mx) K 'Factor* sqr((pl-pg)lpg)

Vg(min) K Factor' sqr((pl-pg)lpg)

Factor(mx)Factor(mn)

PS

pl =

Area del gas:

1,524 pielseg

1,143 pielseg

0 80,6

1,64 LblPC

61.96 LblPC

Clculo del dimetro del absorbedor mediante la ecuacin de Bar ton

A = rea de la seccin transversal del absorbedor

B = Factor de espaciamiento entre los platos, para 24 ,C Factor de correccin de Barton, para P entre 400 y1000 LPCA

Gravedad especifica del gas

T = Temperatura, R

K = gravedad especifica del Liquido.

P = Presin en LPCA


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Tabla 14. Factor de Correccin de Barton. B

Dimetro: 3 44 3ies

41 32 pulgs

Por lo tanto parece confiable un absorbedor dedimetro

Clculo del nmero de platos del absorbedor mediante el procedimientodescrito en el capitulo 19 del GPSA

Factor de absorcin promedio por Krenser y Brown

Lo=Tasa de arnina pobre entrando al absorbedorLbrnollhr

Kpr0 = Constante de equilibrio a P y T promedio delabsorbedor del cap. 25 del GPSA

V Volumen de gas rico entrando al absorbedorLbmollhr

De la figura 19 -48 con el factor de absorcin promedio n

Nmero de platos reales del absorbedornt o o leficiencia del plato

31atosTericos

12 ?latosreales


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Eficiencia de platos de burbuja =

Eficiencia de platos de vlvula =

Altura d el absorbedor, suponiendo pla tos espaciados a 2429 p ies

extractor de niebla espacio de fondo

C l c u l o d e l d i m e t r o d e l r e ge n e ra d o r

Gas cido en el regeneradorM o le s d e C 0 2 =

Moles de H S =

Moles de gas cido= 21

8,5971 L.bmol/hr

Caudal de gas cido en el tope del regene rador = 23,0407 FICN/seg

Moles de agua que se vaporizan = 31 6,88 30 I.bmol/hr

Caudal de agua en esta do de vapor = 33,4003 f3CN/seg

Caudal total en estado gaseoso = 56,441 1 13CN/seg ,>

Los siguientes valores son a sumidos para la velocidades de los fluidos:

Velocidad d el l quido que ca e po r los bajantes, VI= 0.25 pielseg

Velocidad del gas, vg =

Area disponible para el vapor =

Area disponible para el llquido=


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tesis de aminas luz

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