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Estudios y Servicios Petroleros S.R.L.
NOTA TECNICA NT//1 NT 1 CONTROLES DE AMINAS Y GLICOLES EN PLANTAS DE TRATAMIENTO DE GAS Las plantas de tratamiento de gas que operan con glicoles para deshidratación y solventes químicos para remoción de gases ácidos tienen una serie de problemas en común: formación de espumas, corrosión, cargas de solución, ensuciamiento de intercambiadores, y aún paros deplanta. En esta nota revisamos cada uno de los procesos y los problemas que puede ser diagnosticados mediante el análisis de glicoles y aminas. REMOCIÓN DE GASES ACIDOS Además de hidrocarburos pesados y vapor de agua, el gas natural a menudo contiene otros contaminantes que deben removerse para cumplir con la especificación de inyección a gasoducto y minimizar la corrosión. La resolución 622 delENARGAS especifica cantidades máximas de 2 % de dióxido de carbono (CO2), 3 mg/st.m3 de sulfuro de hidrogeno (H2S) y 15 mg/st.m3 de azufre total. Numerosos procesos han sido desarrollados para el “endulzamiento” del gas natural basados en principios físicos y químicos. 1. Absorción en lecho sólido: tamiz molecular, esponja de hierro, oxido de zinc. 2. Solventes químicos : monoetanolamina ( MEA ),dietanolamina ( DEA ), trietanolamina ( TEA ), diglicolamina ( DGA ), disopropanolamina ( DIPA ) y metildietanolamina ( MDEA ), al respecto, un estudio de 1980 indico que ¾ de las plantas de desulfurización de gas en EEUU usaron MEA y DEA. Otros solventes químicos son los carbonatos de potasio caliente y los carbonatos formulados comercialmente. 3. Solventes físicos: formulaciones patentadas talescomo Selexol, Rectisol, Shell, Fluor. 4. Permeación de gas. 5. Conversión a azufre. Esta nota se refiere únicamente a solventes químicos y específicamente a las alcanolaminas. RESEÑA DEL PROCESO CON SOLVENTES QUIMICOS. El proceso con solventes químicos utiliza una solución acuosa de una base débil que reacciona químicamente y también físicamente (absorción) con los gases ácidos (CO2 y SH2)presentes en la corriente de gas natural. La reacción / absorción sucede como resultado de la presión parcial de los gases ácidos.

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Esttudiios y Serviiciios Pettrolleros S..R..L.. Es ud os y Serv c os Pe ro eros S R L NT/1
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Las reacciones involucradas son casi en su totalidad [excepción de las sales térmicamente estables (HSS o HSAS) que veremos más adelante]. REVERSIBLES portemperatura y/o presión, luego de lo cual la solución base vuelve al circuito, etapa conocida como STRIPPING. Aminas y carbonatos se comportan de forma similar.

PROCESOS CON ALCANOLAMINAS Las alconolaminas pueden ser primarias, secundarias o terciarias de acuerdo al número de grupos orgánicos unidos al átomo central de nitrógeno: RNH2 Amina 1RIA R2NH Amina 2RIA R3 N Amina 3RIA

Las aminasprimarias son bases más fuertes que las secundarias y estas que las terciarias. Cuanto mayor es la basicidad de la amina más fuerte es la unión de reacción con CO2 y SH2. Casi el 70 % del costo operativo de una planta es la generación de la energía térmica necesaria para ROMPER la unión de reacción. Las aminas que se liguen FUERTE a los gases ácidos por ejemplo la MEA tendrán un alto costo de ruptura deunión (stripping). La mezcla optimizada de aminas puede producir un solvente con excelente absorción de CO2 / SH2 y con superior calidad de stripping o sea menos calor necesario en el reboiler. Las alcolaminas no se utilizan puras en los circuitos sino en solución acuosa y en concentración variables entre 5 % y 50 %. El agua de dilución debe cumplir la siguiente especificación. Solidos TotalesDisueltos Dureza total Cloruros Sodio Potasio Hierro < 100 ppm < 3 granos/gal < 2 ppm < 3 ppm < 3 ppm < 10 ppm

CIRCUITO DE UNA PLANTA DE AMINAS En un típico sistema de aminas el gas a tratar ingresa desde una unidad “scrubber” cuya función es remover agua e hidrocarburos líquidos, a la torre absorbedora donde se contacta en contracorriente con la solución de aminas. Luego del contacto amina –...
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