REMOCION DE CO2

MODULO ENDULZAMIENTO DEL GAS
NATURAL
Contenido
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Conceptos generales.
Absorción-desorción de gases ácidos
Proceso de remosión de gases ácidos.
Principales equipos del proceso.
Problemas operacionales comunes.
Sales termicamente estables.
Simulación en HYSYS.
2
Generalidades
• El gas natural que sale del reservorio contiene una
serie contaminantes, entre dichos contaminantes
se encuentran los gases ácidos.
• Gas amargo o agrio: gas que contiene
componentes ácidos como CO2 y H2S en
concentraciones importantes.
• Gas dulce: Gas tratado o que no contiene
compuestos ácidos.
• Los gases ácidos se en precencia de agua pueden
formar compuestos altamente corrosivos.
3
IMPUREZAS EN EL GAS DE ALIMENTACION
Las impurezas que comúnmente se localizan en
el gas natural son: Gases ácidos como el CO2 y
el H2S, compuestos de azufre como: el COS
(sulfuro de carbonilo), el CS2 (disulfuro de
carbono), RSH (mercaptanos), compuestos
orgánicos gaseosos como el N2, HE, O2
compuestos inorgánicos sólidos como le NaCl.
Hg. Parafinas, asfáltenos e hidrocarburos
pesados. Los líquidos de hidrocarburos y el agua
en algunos casos suelen ser problemáticos.
4
PROCESOS DE ENDULZAMIENTO O
DESACIDIFICACION
• Endulzamiento o desacidificación del gas
natural es la eliminación de compuestos ácidos
(H2S) y CO2) de la corriente gaseosa mediante
el uso de tecnologías que se basan en sistemas
de absorción - agotamiento utilizando un
solvente selectivo. El gas alimentado se
denomina amargo o agrio y el producto se
denomina gas dulce.
• Los procesos para la remoción de gases ácidos
datan de los años 1930 y los mayores
desarrollos se realizaron entre 1950 y 1970,
actualmente se disponen de procesos cada
vez más específicos y con solventes y aditivos
más complejos.
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FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA
SELECCIÓN DE UN PROCESO
• La selección de un proceso de endulzamiento de gas
así como la estimación de los costos del gas natural
inversión y operación asociados, dependen de la
información disponible sobre todos los componentes
presentes en el gas por lo tanto es de gran
importancia obtener análisis de las corrientes a ser
tratadas. Los parámetros básicos a considerar para
la selección de un proceso de endulzamiento son los
siguientes: Regulaciones ambientales, impurezas
en el gas de alimentación, contenidos de gases
ácidos, tipos de contaminantes removidos,
concentración de los contaminantes y el grado de
remoción requerido, la selectividad requerida
presión total del gas y presión parcial de los
componentes ácidos, relación costo de inversiónbeneficios de los procesos seleccionados relación
H2S/CO2, temperatura, corrosión, materiales de
construcción.
7
Procesos aplicados
8
9
PROCESOS CON SOLVENTES FÍSICOS
• En este proceso el solvente absorve el contaminate como gas
en solución, sin que se presente reacción química. Luego la
regeneraci;ón se realiza con la disminución de la presion y
aplicacion de calor.
• La principal ventaja de este proceso es que se puede
absorver selectivamente los gases acidos en corrientes con
contenido elevado de gases acidos y bajos costos
energéticos.
• La desventaja principal es que no es aplicable a corrientes
con componentes licuables de gas ganutal ya que los
solventes tienen gran afinidad por dichos compuestos y
llegan a contaminarse facilmente.
• Los solventes físicos mas utilizados son: Selexol, solvente flúor
y rectisol.
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PROCESOS DE CONVERSIÓN DIRECTA
• Estos procesos consisten básicamente en la
circulacion dentro del sistema de un solvente que
reacciona de forma instantanea con el H2S para
generar asufre elemental. Esos procesos son
utilizados en corrientes con grandes cantiades de
H2S. Los mas conocidos comercialemtne son:
• Proceso Stretford.
• Proceso Takahax.
• Proceso Ferrox.
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PROCESOS DE CONVERSIÓN DIRECTA
• Estos procesos consisten básicamente en la
circulacion dentro del sistema de un solvente que
reacciona de forma instantanea con el H2S para
generar asufre elemental. Esos procesos son
utilizados en corrientes con grandes cantiades de
H2S. Los mas conocidos comercialemtne son:
• Proceso Stretford.
• Proceso Takahax.
• Proceso Ferrox.
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PROCESOS DE LECHO SECO
• Son procesos con mallas moleculares de lecho fijo,
operan en cliclos de trabajo, tiene la principal
ventaja que pueden deshidratar simultaneamente
al gas.
• Se utilizan en gases previamente procesados .
• La regeneración del lecho es aplicando corrientes
de gas de despojamiento a alta temperatura el
cual luego es reciclado.
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MENBRANAS
• Este proceso se basa en la diferencia de
afinidad/difusividad de los componentes ácidos
con los hidrocarburos por lo que se consigue
separar físicamente dichos componentes del gas
natural.
• Es aplicable para bajos caudales de gas.
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FACTORES QUE SE CONSIDERAN PARA LA
SELECCIÓN DE UN PROCESO
• La selección de un proceso de endulzamiento de gas
así como la estimación de los costos del gas natural
inversión y operación asociados, dependen de la
información disponible sobre todos los componentes
presentes en el gas por lo tanto es de gran
importancia obtener análisis de las corrientes a ser
tratadas. Los parámetros básicos a considerar para
la selección de un proceso de endulzamiento son los
siguientes: Regulaciones ambientales, impurezas
en el gas de alimentación, contenidos de gases
ácidos, tipos de contaminantes removidos,
concentración de los contaminantes y el grado de
remoción requerido, la selectividad requerida
presión total del gas y presión parcial de los
componentes ácidos, relación costo de inversiónbeneficios de los procesos seleccionados relación
H2S/CO2, temperatura, corrosión, materiales de
construcción.
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16
PROCESO CON SOLVENTES QUIMICOS
• Uno de los procesos más importantes en el
endulzamiento de gas natural es la eliminación de
gases ácidos por absorción química con soluciones
acuosas con alcanoláminas. En estos sistemas 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. Este proceso consta de
dos etapas:
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PROCESO CON SOLVENTES QUIMICOS
• Absorción de gases ácidos: Es la parte del
proceso donde se lleva acabo la retención
del ácido sulfhídrico y el dióxido de
carbono de una corriente de gas natural
amargo utilizando una solución acuosa de
amina a baja temperatura y alta presión.
• Regeneración de la solución absorberte: Es
el complemento del proceso donde se
lleva acabo la desorción de los
compuestos ácidos, diluidos en la solución
mediante la adición de calor a baja
presión, reutilizando la solución en el mismo
proceso.
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PROCESO CON SOLVENTES QUIMICOS
• En general los solventes químicos presentan
alta eficiencia en la eliminación de gases
ácidos, aun cuando se trate de un gas de
alimentación con baja presión parcial de CO2.
• Las principales desventajas de estos procesos
son: la demanda de energía, la naturaleza
corrosiva de las soluciones y la limitada carga
de gas acido en la solución, debido a la
estequiometria de las reacciones.
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SISTEMAS UTILIZADOS EN LA REMOCION
DE CO2
• Solventes
químicos.Las
aminas
se
consideran como derivados del amoniaco y
resultan de la sustitución de los hidrógenos
de la molécula por los radicales alquilo. Las
aminas se clasifican de acuerdo con el
número de átomos de hidrógeno del
amoniaco que se sustituyen por grupos
orgánicos, los que tienen un solo grupo se
llaman aminas primarias, los que tienen
dos se llaman aminas secundarias y los que
tienen tres se llaman aminas terciarias.
20
SOLVENTES QUIMICOS
21
SISTEMAS UTILIZADOS EN LA REMOCION
DE CO2
• Monoetanol amina (MEA)Fue la primera amina
usada para estos procesos, se la emplea a menudo
cuando la presión parcial del gas ácido es baja, es
decir,
para
bajas
presiones
y/o
bajas
concentraciones del gas ácido. La MEA es una
amina primaria, la de peso molecular mas bajo, por
consiguiente es la mas reactiva, corrosiva y volátil,
se la usa en soluciones relativamente diluidas,
tiene las perdidas por evaporación mas altas, el
porcentaje por peso de MEA en la solución se
limita entre un 10 % y 20 % por esa razón requiere
mas calor para su regeneración y tiene una
recuperación de hidrocarburos mas bajo.
22
23
SISTEMAS UTILIZADOS EN LA REMOCION
DE CO2
• Dietanol amina (DEA).- La DEA es una amina
secundaria, la cual se usa comúnmente en un
rango de concentración entre 25 y 35% en peso. La
carga de gas ácido para la DEA se limita a 0.3 -0.4
moles/mol cuando se usan equipos de acero al
carbón La DEA tiene calores de reacción más
bajos y una menor afinidad con el H2S y el CO2
con respecto a la MEA, puede usarse en
concentraciones más altas con cargas más grandes
de gases ácidos La mayor aplicación de la DEA es
el tratamiento de gases de refinerías, en las cuales
se consiguen compuestos sulfurosos que podrían
degradar la MEA.
24
25
Aminas terciarias
• La utilización de aminas terciarias en los procesos
de absorción de gases ácidos atrae un gran
interés, debido a las ventajas que presentan sobre
las alcanolaminas primarias o secundarias más
empleadas como la monoetanolamina (MEA) o la
dietanolamina (DEA) la alcanolamina terciaria mas
empleada en los procesos de absorción estan
basadas en la Metildietanolamina MDEA, dichos
procesos se aplican para des acidificación desde
la década de los 1970.
26
METILDIATANOLAMINA (MDEA)
• Se utiliza habitualmente un rango de
concentración comprendido entre el 20% y 50% en
peso, pudiendo emplearse disoluciones con
concentraciones reducidas de acuerdo a la
presión parcial de componentes ácidos.
• La metildietanolamina reacciona
instantáneamente con el H2S , mientras que su
reacción con el CO2 es mucho más lenta, lo que
permite que las disoluciones acuosas de
metildietanolamina sean empleadas como
absorbente selectivo del H2S en la desulfuración
27
METILDIATANOLAMINA (MDEA)
• La metildietanolamina presenta una serie de
ventajas con respecto a las aminas primarias y
secundarias como ser:
•
•
•
•
•
•
baja presión de vapor
bajo calor de reacción con gases ácidos
alta resistencia a la degradación térmica y química
comportamiento corrosivo reducido
selectividad en la absorción de H2S en presencia de CO2
Mayor estabilidad química (forma menos espuma)
• Todas estas ventajas se traducirán en un ahorro de
costes deoperación, y en una menor demanda
nergética para la regeneración del absorbente
28
METILDIATANOLAMINA (MDEA)
• MECANISMOS DE REACCIÓN.En la metildietanolamina, el nitrógeno está unido a
dos grupos etanol y a un grupo metilo. A diferencia
de las alcanolaminas primarias y secundarias, las
alcanolaminas terciarias no presentan un átomo de
hidrógeno con posibilidad de ser desplazado por el
CO2. Por lo tanto, no habrá reacción directa entre el
CO2 y el grupo amino, y al no ser posible la formación
de carbamatos, resultará una velocidad de reacción
menor en las alcanolaminas terciarias en
comparación con la de las primarias y secundarias.
29
METILDIATANOLAMINA (MDEA)
30
METILDIATANOLAMINA (MDEA)
31
32
33
34
35
36
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PLANTAS DE ENDULZAMIENTO CON
AMINAS
• Sistema de amina.- Este proceso consta de dos
etapas:
• a)Absorción de gases ácidos
• Es la parte del proceso donde se lleva a cabo la
retención del dióxido de carbono de una porción de
la corriente de gas natural ácido utilizando una
solución acuosa a baja temperatura y alta presión.
• b)Regeneración de la solución absorbente
• Es el complemento del proceso donde se lleva a
cabo la desorción de los compuestos ácidos,
diluidos en la solución mediante la adición de calor
a baja presión, reutilizando la solución en el mismo
proceso.
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Diagrama de Bloques
Dew Point 1
Facilidades
de Entrada
Remoción de
Mercurio
Endulzamiento
Gas Venta
Dew Point 2
Estabilización
de
Gasolina
Circuito de
Propano
Aire de
Instrumentos
Circuito de
Glicol
Gas
Combustible
Circuito de
Aceite Térmico
Planta
Trat. Agua
Sistema de
Venteo
Generación
E.E.
Generación
E.E.
Tanques
Servicios
Servicios Compartidos
PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE
AMINA
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PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA
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43
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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Depurador de entrada .- Es un recipiente colocado
a la entrada del sistema de amina, es el encargado
de separar los contaminantes que llegan con la
corriente de gas, tales como los hidrocarburos
líquidos, agua, partículas sólidas y los compuestos
químicos que han sido agregados previamente al
gas natural, los cuales suelen causar efectos
nocivos.
• Depurador de salida.-Es un recipiente colocado a
la salida del sistema de amina, la solución de
amina arrastrada de la torre contactora es
atrapada en el depurador de salida, la malla
demister minimiza el arrastre de amina en el gas
tratado. El líquido retenido es colectado en el fondo
del separador y enviado a la cámara de flasheo de
amina rica por el controlador de nivel
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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Torre de contacto.- El gas ácido que sale del
depurador entra al absorbedor por el fondo de la
torre y fluye hacia arriba para entrar en contacto
directo con la solución de amina regenerada
(amina pobre) que ingresa al plato superior del
contactor y fluye hacia abajo. 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, sale con muy poca cantidad de
componentes ácidos para poder entrar al
depurador de salida del sistema de amina. La
solución que sale por el fondo de la absorbedora es
la llamada solución rica (amina rica en gases
ácidos) que va a un tanque de flasheo.
46
TORRE DE CONTACTO
47
48
49
COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Intercambiador de calor.- La función de un
intercambiador de calor de placas fijas es
recuperar una parte del calor contenido en la
solución regenerada caliente que sale de la torre
regeneradora y transferirlo a la solución de amina
rica.
• Un problema comun es la corrosión/erosión, es
causado por la liberación de gases ácidos a la
salida de la amina rica.
• El potencial de corrosión se aumenta cuando la
carga de los gases ácidos se aumenta por una
redución en el flujo de amina o en la concentración
de amina.
• Es importante mantener suficiente flujo de amina y
presión para mantener un fase en el flujo.
50
INTERCAMBIADOR DE AMINA
POBRE/RICA
51
COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Tanque de flasheo .- Es utilizado para flashear
hidrocarburos que están disueltos en la solución
de amina. Los hidrocarburos producidos se usan
como combustible o se manda a quemar.
• El gas de flash contiene un alto porcentaje de CO2
al separarse de la solución de aminas (más del 20%
molar). Esto lo convierte en un gas de poder
calorífico pobre y con fuerte carácter corrosivo,
potenciado por el hecho de que se encuentra
saturado de agua al haberse separado de una
solución acuosa. Normalmente opera a 5.3 kg/cm2
(75 psig) o menos cuando la presión de la
contactora es ariba de 35.2 kg/cm2 (500 psig)
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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Torre regeneradora y Reboiler
• La función de la torre regeneradora y el rehervidor
es remover el gas ácido contenido en la solución
rica de amina mediante el suministro de suficiente
calor a la solución para invertir el sentido de la
reacción ácido-base que ocurrió en la torre
absorbedora. Esto se logra tratando la amina con el
vapor producido en el rehervidor. Alrededor del 90
al 95 % del gas ácido se elimina de la solución de
aminas en la torre regeneradora. El otro 5 a 10 %
se elimina en el rehervidor.
54
TORRE REGENERADORA Y REBOILER
55
56
57
COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Acumulador de reflujo El acumulador de reflujo
es, en esencia, un separador gas-líquido, Los
vapores que salen por el tope de la torre
regeneradora son una mezcla de vapor de agua y
gas ácido. Al pasar por los condensadores sale el
vapor como (una mezcla de agua y gases ácidos) y
entran al acumulador de reflujo. Los gases que han
sido removidos de la torre regeneradora salen por
el tope del acumulador de reflujo por medio de una
válvula de control de presión y son enviados a la
atmósfera.
• El agua y la posible amina que caen al acumulador
es bombeada por las bombas de recirculación como
reflujo, hacia el tope de la torre de regeneración.
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COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Filtros de sólidos son usados antes de los filtros
de carbón activado sirven para remover partículas
(tierra, productos de corrosión, sulfato de hierro,
etc.) que puede causar exhumación, corrosión, y
gas dulce fuera de especificación.
• Filtros de carbón activado Su función, es la
purificación o limpieza de la solución de amina
empleada en el proceso de “endulzamiento” del gas
natural.
• Esta limpieza consiste en remover, por adsorción,
los
contaminantes
orgánicos,
residuos
de
hidrocarburos,
color,
y
productos
de
la
degradación de la amina, que se van formando en
la solución de amina, al tratar con ésta el gas
natural.
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FILTROS DE SÓLIDOS Y CARBON
ACTIVADO
60
61
COMPONENTES DE UN SISTEMA DE
AMINA
• Enfriadores de soluciones pobre y rica.- La
función del enfriador es enfriar la amina pobre del
intercambiador de calor a través de las persianas
controladas automáticamente por un lazo de
control de temperatura que controlan que la
temperatura de la amina pobre sea ligeramente
mayor que la temperatura del gas de entrada en el
contactor. El condensador de cabeza es un
intercambiador de calor enfriado por aire. El vapor
de cabeza esta constituido principalmente por
vapor de agua, CO2 y pequeñas cantidades de
hidrocarburos y otros componentes.
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CONDICIONES OPERATIVAS DE UNA
PLANTA DE ENDULZAMIENTO DE AMINA
• Condición ideal
• La operación ideal de una planta de
endulzamiento ocurre cuando se dan cuatro
sucesos:
• La carga de gases ácidos en el flujo de salida es
ligeramente menor del límite permitido. (El gas
dulce esta dentro de especificaciones).
• Las perdidas de amina son aceptables.
• La corrosión esta dentro de los limites
tolerables.
• La demanda de calor del reherbidor esta a un
mínimo, para ahorrar combustible.
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CONTROL OPERACIONAL
a) Control de gas ácido a la salida de la planta
b) Control de la concentración de la solución
c) Control de suministro de calor en el rehervidor
d) Otros controles de la operación
•
Caudal de circulación de amina
La temperatura de la solución de amina pobre
que entra a la torre contactora, debe estar 10°F
por encima de la temperatura del gas ácido que
entra a la torre contactora, si se baja por debajo
de esta temperatura se corre el riesgo que los
hidrocarburos pesados se condensen y esto
tiende a formar espuma en el absorbedor, con lo
cual el sistema se vuelve inestable.
65
Regeneradora
• El punto de ebullición de la solución depende
solamente de la composición de la amina, la
concentración de amina y la presión que se
mantiene en la regeneradora.
• Un incremento de presión a una temperatura
constante resulta en temperaturas mas altas pero
produce menos vapor por el incremento de la
demanda de calor sensible.
66
Para regenerar la amina
• Hacer reversible la reacción H2S/CO2
• Calor de reacción
• Calor latente de la solución
• Calor para generar vapor de agua que suba por la
regeneradora que se expresa en moles de H2O /
moles de GA en el domo
• Relación de REFLUJO
67
Regeneradora
68
Regenerador
• Para optimizar el uso de energéticos Manteniendo
las especificaciones del gas dulce, el flujo de
aceite térmico al reherbidor debe ser controlado
por la temperatura en la parte superior de la
regeneradora
• La temperatura del regenerador no esta afectado
por el volumen de vapor generado.
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Control de la torre regeneradora
• Cargas de H2S/CO2 en amina pobre
• Tipo de amina empleada
• Flujo de aceite al rehervidor
• Relación de reflujo
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Relación de Reflujo
Hay tres maneras de determinar la relación de
Reflujo
• Por la temperatura y presión de la parte
superior de la regeneradora.
• Flujo de agua de reflujo a la regeneradora
agua de adición + agua perdida con los
gases ácidos.
• Demanda del calor de la reherbidora - el
calor sensible de la amina - el clor de
reacción de la amina
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Relacion de Reflujo
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Perfil de Temperatura –Torre
Absorbedora
FASE II -Perfil Optimo de Temperatura T-2501
GAS/SPEC CS-2000
Plato
10
MAX8 Limite Operativo
MIN Limite Operativo
Performance Test @3.3 MMM3D
Perfil Actual
82.1
70.1
73.5
74.43
12
14
16
83.8
72.2
75.7
76.10
87.9
79.4
82.7
81.73
89.7
84.2
86.7
85.81
9
<Zona de Riesgo>
74.43
10
Plato Absorbedor
11
76.10
12
13
81.73
14
15
85.81
16
17
66.0
71.0
76.0
81.0
86.0
91.0
Temperatura C
MAX Limite Operativo
MIN Limite Operativo
Performance Test @3.3 MMM3D
Perfil Actual
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Reflujo
• • La función del condensador de gases
ácidos es para condensar y enfriar el agua
de vapor a liquido.
• Los gases ácidos y la agua se separan el en
tanque de reflujo.
• El agua regresa a la parte superior de la
regeneradora como reflujo.
• La razón del reflujo es para minimizar la
concentración de amina el la parte superior
de la regeneradora.
74
Variables a controlar
•
•
•
•
•
•
•
Cargas de gas ácido en amina rica
Flujo de amina
Relación L/V
Temperatura de amina pobre
Cargas de gas ácido en amina pobre
Relación de reflujo
Tipo de solvente
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PERDIDAS DE AMINA
•
•
•
•
•
•
•
•
Degradación de la solución
Formación de espuma.
Impurezas y contaminantes
Fugas desde los puntos de purga, sellos de bomba,
bridas, etc.
Contaminación de la solución de amina por
exposición al aire.
Derrame de amina dentro de líneas de drenaje
subterráneas o derrames en el sumidero de amina.
Arrastre de amina por la corriente de gas que
abandona la absorvedora.
Vaporización
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Definición de Espuma
• La espuma se origina por cambios en las
propiedades superficiales. Cuando la
tensión superficial es lo suficientemente
pequeña, la solución puede crear una
capa elástica muy delgada que puede
encapsular una burbuja de gas y formar
pequeñas
gotitas
de
líquido.
Los
contaminantes
químicos
mencionados
tienden a bajar esa tensión superficial que
hace crecer la tendencia a la formación de
espuma.
78
Causas de Espumación
• Hidrocarburos + ácidos orgánicos
• Aceites y/o productos químicos provenientes desde
los pozos productores.
• Sólidos suspendidos (Sulfuro de hierro, finos de
carbón, partículas de óxido de hierro)
• Productos de degradación de Amina y sales termoestables
• Agua de adición (Contaminada)
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Anti-espumante
Tipos de Antiespumantes
• Polyglicol (100 ppmw) - Recommendado
• Sobre adición de antiespumante puede
causar espumamiento
• Puntos de adición Antes de cada Torre
(Contactora y Regeneradora)
• Si
el
espumamiento
ocurre
el
la
regeneradora es recomendable renovar el
agua del acumulador de reflujo.
80
Recomendaciones para minimizar la formación
de espuma
• Mantener la temperatura de la amina pobre
por lo menos 10 grados °F por encima de la
temperatura del gas de entrada para
minimizar la condensación de hidrocarburos.
• Adecuar la separación del gas de entrada
para minimizar los hidrocarburos líquidos,
sulfuros de hierro, partículas suspendidas y el
tratamiento químico de los pozos.
• Tener una apropiada limpieza previa a la
puesta en marcha.
• Minimizar la degradación de la amina
protegiéndola de altas temperaturas, aire y
contaminantes.
81
Recomendaciones para minimizar la formación
de espuma
• Adecuar la filtración mecánica y de carbón.
• Verificación de formación de espumas con el agua tratada.
• El uso temporal de antiespumantes, tanto siliconas, poli
glicoles o alcoholes de alto peso molecular. Los
antiespumantes en muchos casos deberán ser considerados
un tratamiento temporal hasta que la causa raíz sea
identificada y corregida.
• Evitar contaminación de la solución de amina ejerciendo un
estricto control sobre los productos químicos que se usan en
Planta, tales como inhibidores de corrosión, Rompedores de
espuma, inclusive la misma amina pura. Es recomendable que
el producto sea verificado mediante análisis físico (color, olor,
PH), estado del tambor, hoja técnica, fecha de elaboración,
de modo de asegurarse que es el apropiado, antes de ser
agregado a la Planta. Es recomendable tener muestras patrón
de los productos que se usan en Planta con fines de
comparación cuando alguna anormalidad en planta sea
detectada.
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