19.- CONSIDERACIONES PARA LA EVALUACIÓN Y DISEÑO DE PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS.

Transcripción

1 Fig. II-5. Uso del agua para eliminar hidrocarburos pesados 19.- CONSIDERACIONES PARA LA EVALUACIÓN Y DISEÑO DE PROCESOS CON SOLVENTES QUÍMICOS. En esta sección se analizan los parámetros a ser considerados en el diseño de procesos de endulzamiento con procesos químicos comerciales, abarcando soluciones de alcanolaminas y de carbonato de potasio. Los procesos a los cuales se hace referencia son los siguientes. MEA: Monoetanolamina DEA: Dieltanolamina DGA: Diglicolamina o [2 (2 aminoetoxy)] etanol. MDEA: Meildietanolamina Sulfinol: Sulfolano + Dipa. Benfield: Carbonato de potasio activado. Catacarb: Carbonato de potasio + catalizador

2 Además se mencionan algunos aspectos sobre solventes formulados en base a aminas terciarias, de reciente auge comercial y solventes basados en aminas impedidas EVALUACIÓN DE PROCESOS CON AMINAS. Las consideraciones generales para evaluar procesos con aminas han cambiado a través de los años. Por ejemplo, hasta los años setenta la MEA era la primera opción para cualquier planta de endulzamiento en proyecto. En la medida que un amina se utiliza a diferentes condiciones se va aceptando su aplicación industrial, esto es, para cada amina se va estableciendo un rango aceptado de condiciones de procesos y parámetros. Algunas de las condiciones y parámetros de operaciones típicos para aminas se presentan resumidos en la tabla VIII. Amina MEA DEA DGA MDEA Concentración % Peso Carga de gas ácido (MOL GA/MOL Amina) Variable en amplio rango Calor de Reacción (BTU/LB) H 2 S CO Absorción Preferencia de H 2 S No Bajo ciertas condiciones No Bajo amplio rango de condiciones Tabla II-8. Condiciones y parámetros de operación típicos para aminas 21.- DIAGRAMA DE PROCESO. El diagrama de proceso típico para una planta de endulzamiento con alcanolamina se muestra en la figura II-6. El diagrama básico varía un poco para diferentes aminas incorporándose variaciones tales como alimentaciones múltiples y secciones de contacto. Sin embargo, se pueden presentar casos donde el esquema de proceso pudiera ser más complejo, como por ejemplo: Dos absorbedores en serie / un regenerador. Dos absorbedores en paralelo / un regenerador. Flujo de amina pobre hacia el absorbedor dividido en dos corrientes (pobre y semipobre)

3 En algunos casos tales como al utilizar MEA y DEA, normalmente se requiere el uso de un recuperador (Reclaimer) para remover productos de degradación de la solución y también de sólidos suspendidos, ácidos y compuestos de hierro. El sistema de recuperación defiere para el MEA y la DGA. En un sistema de recuperación de MEA se agrega soda o soda cáustica y en la DGA no es necesario la adición de estos productos. Un diagrama de un recuperador se muestra en la figura II-7. Fig. II-6. Unidad típica de endulzamiento con amina 20-23

4 Fig. II-7. Diagrama de flujo de un recuperador 22.- MONOETANOLAMINA (MEA). La MEA es una amina primaria generalmente utilizada en soluciones acuosas de concentración entre 10 y 20% en peso. La carga de gas ácido usualmente es limitada entre 0.3 a 4 moles de gases ácido por mol de amina, para equipos de acero al carbón. Se han empleado cargas de 0.7 a 0.9 moles de gases ácidos por el mol de amina en equipos de acero inoxidable, sin problemas de corrosión. La corrosividad de la MEA es realmente ocasionada por sus productos de degradación. La MEA reacciona con el COS, CS 2 SO 2 y SO 3 formándose productos que disminuyen su actividad, la cual puede restablecerse mediante el uso de un recuperador ( Reclaimer ). Con este solvente se puede alcanzar unas especificaciones de 4 ppmv de H 2 S a presiones de H 2 S, prácticamente se remueve casi todo el CO 2 si se requiere reducir el H 2 S hasta niveles de 0.25 ppmv. Esto puede implicar un consumo de energía excesivo, considerado que el calor de reacción de la MEA con CO 2 es el rededor de 825 BTU/lbs CO 2. El calor de reacción para todas las aminas es una función de la carga ( Loading ) y otras condiciones, y puede variar de 50 a 60 BTU/lbs CO 2 hasta valores de carga de gases ácidos de 0.5 moles/mol. Por encima de 20-24

5 este valor, el calor de reacción varía considerablemente y debe calcularse en función de la carga DIETANOLAMINA (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 moles/mol cuando se usan equipos de acero al carbón. Este solvente puede alcanzar cargas máximas (1.3 moles de GA/mol DEA) cuando se usan equipos de acero inoxidable o se emplean inhibidores tales como en el proceso DEA-SNPA. Los productos de degradación de la DEA son mucho menos corrosivos que los de MEA. El CO 2 y CS 2 pueden reaccionar irreversiblemente con la DEA hasta cierta extensión. Debido a que es una alconolamina secundaria, tiene una menor afinidad por el H 2 S y CO 2 con respecto a la MEA. En consecuencia, en el tratamiento de algunos gases a baja presión, no se pueden lograr especificaciones para transmisión del gas. En general, a medida que baja la presión del gas, se debe incrementar el flujo de vapor para regeneración o debe utilizarse un diseño con flujo dividido para la regeneración. En algunos casos estas opciones no son suficientes y por lo tanto debe utilizarse otro solvente. Bajo ciertas condiciones, tales como presión baja y un tiempo de residencia en las bandejas cercano a 2 segundos, la DEA será selectiva hacia el H 2 S y permitirá que una fracción significativa de CO 2 permanecerá en el gas tratado. El calor de reacción para la DEA con el CO 2 es 653 BTU/lbs un 25% menor que para el caso de la MEA DIGLICOLAMINA (DGA). La DGA es una amina primaria usada generalmente como solución acuosa al 40-70% en peso, lo cual es permitido por su menor corrosividad que la MEA. Es capaz de remover no solamente H 2 S y CO 2, sino que tiene capacidad (no cuantificada) para absorber COS y también metil y etil mercaptanos, tanto en corrientes gaseosas como líquidas. Debido a esta propiedad, la DGA ha sido utilizada en el tratamiento de gases naturales y gases de refinería. En el tratamiento del gas natural se ha aplicado para alcanzar una especificación de 4 ppmv de H 2 S a presiones entre 15 y 300 lpc y se ha 20-25

6 utilizado hasta presiones de 115 lpc. La DGA tiene una mayor capacidad que la DEA y la MEA para la absorción de aromáticos, olefinas e hidrocarburos pesados. Esto implica la inclusión de un filtro adecuado de carbón activado en el diseño de una unidad de DGA. Aunque el esquema de proceso con DGA es similar al que utiliza MEA, existen grandes diferencias: La DGA puede absorber mayor cantidad de gases ácidos por galón de amina recircula al usar concentraciones de 50-70% en peso, comparada con la concentración utilizada con MEA de 15-20% peso. Debido a las mayores concentraciones utilizadas en el proceso con DGA, las tasas de recirculación son menores. Menor consumo de vapor en la regeneración. La DGA tiene mayor capacidad de absorción de hidrocarburos. En climas fríos, la DGA presenta una gran ventaja sobre las otras aminas debido a un menor punto de congelación de la soluciones más concentradas de esta alcanolamina METILDIETANOLAMINA (MDEA). La MDEA es una amina terciaria que puede remover el H 2 S selectivamente a presiones que van desde niveles intermedios a altos. La relación H 2 S / CO 2 en el gas ácido puede ser veces mayor que en el gas agrio. La MDEA es comúnmente utilizada en concentraciones de 30-50% en peso y debido a que causa menores problemas de corrosión se puede operar a cargas altas ( mol/mol) de gases ácidos utilizados equipos de acero al carbón. La MEA tiene menos afinidad para el H 2 S y el CO 2 que la DEA. Esto implica que a bajas presiones la MDEA no puede cumplir con las especificaciones para el gas a transmisión. Algunas de las ventajas de la MDEA son las siguientes: Menor presión de vapor, lo cual implica menores pérdidas de solvente. Menores calores de reacción, lo cual incide en menores requerimientos de energía para regeneración. Mayor resistencia a la degradación. Menores problema de corrosión. Selectividad hacia el H 2 S en presencia de CO 2 esto a su vez redunda en los siguientes beneficios: Menores tasa de recirculación

7 Equipos de regeneración más pequeños. Mayores relaciones H 2 S / CO 2 en el gas ácido lo cual favorece la operación de unidades de recuperación de azufre. Además debido a que la reacción entre CO 2 y las aminas terciarias ocurre a través de la formación de un aducto ácido-base, la MDEA es una excelente opción para la remoción bruta de CO 2, en corriente de gas natural OTRAS AMINA. Aunque no consideradas en detalle, cabe mencionar que otras aminas han sido utilizadas a nivel comercial, tales son las trietanolamina (TEA) y la disopropanolamina (DIPA). La TEA es una amina terciaria que tiene selectividad por el H 2 S en presencia del H 2 S en presencia del CO 2, a bajas presiones. Fue la primera amina usada comercialmente para endulzamiento de gas. Fue desplazada por el MEA y la DEA debido a que la remoción de H 2 S y CO 2 hasta niveles de especificaciones bajos. Sin embargo, ha sido utilizada en plantas de amoníaco por la remoción de CO 2. La DIPA es una amina secundaria que exhibe cierta selectividad por H 2 S, atribuible a efectos estérico de la molécula, lo cual reduce la afinidad por el CO 2. Se emplea principalmente en el proceso sulfinol, cuyo solvente es una mezcla de sulfolano (dióxido de tetrhidrotiofeno) y DIPA en agua SOLVENTES FORMULADOS. Aprovechando la selectividad de la MDEA y otras ventajas de este solvente, algunas empresas especializadas (UNION CARBIDE, DOW CHEMICAL) han formulado otros solventes utilizando mezclas compuestas principalmente de MDEA y un aditivo. Dependiendo de la naturaleza de este aditivo se pueden lograr las siguientes aplicaciones. Remoción controlada del CO 2. Remoción de CO 2 hasta niveles bajos. Especificaciones 4 ppmv en el gas tratado. Alta selectividad en la remoción de H 2 S en presencia de CO 2. En los solventes formulados para una alta selectividad se inhibe la cinética de absorción aún más que la amina terciaria para lograr una remoción similar o mejor que en las aminas primarias y secundarias, pero con 20-27

8 menores requerimientos de energía. Esto no se logra con la MDEA sola debido a su selectividad inherente. Los aditivos usados en los solventes formulados para remoción controlada de CO 2. Inhiben o mejoran la absorción de este gas, afectando el calor de reacción y la relación de vapor/gas ácido para despojamiento. Para alcanzar especificaciones de H 2 S más estrictas, se ofrecen en el mercado una serie de solventes formulados promovidos, en los cuales se emplean aditivos que modifican el equilibrio de la reacción entre el solvente base y el H 2 S, aumentándose la capacidad de absorción de H 2 S. Los solventes formulados están protegidos por patente y no hay publicaciones sobre las composiciones y otras informaciones técnicas que permitan una evaluación de los mismos, sin la asistencia de los licenciadores. Entre los solventes formulados de aplicación comercial se encuentran los de Dow Chemical CO. Denominados solventes Gas/SPEC y los de UNION CARBIDE, los cuales se identifican con el nombre UCARSOL. Además, la EXXON ha desarrollado un grupo de solventes bajo la denominación comercial de FLEXORB y basados en la aplicación de otros tipos de aminas impedidas ( hindered amines ). Tres tipos de aplicaciones han sido mencionadas: Remoción selectiva de H 2 S. Remoción de CO 2 y H 2 S. Remoción de CO 2 en gases con alto contenido de esta gas ácido. Sin embargo, la aplicación de estos solventes ha sido limitado a algunas instalaciones de EXXON y prácticamente no hay experiencia comercial fuera de la mencionada EVALUACIÓN DE PROCESOS HÍBRIDOS (SULFINOL). El proceso sulfinol está basado en el uso de un solvente constituido por la mezcla de un solvente químico (DIPA) y un solvente físico (dióxido de tetraidrotiiofeno o sulfolano), en agua. Este proceso fue desarrollado para la empresa SHELL DEVELOPMENT CO. Y es licenciado por COMPRIMO DE HOLANDA. El esquema de flujo es similar al de una unidad de amina. En el sulfinol se combinan las propiedades de absorción de un solvente físico con las de una amina, dando como resultado 20-28

9 una alta capacidad de carga de gases ácidos, especialmente a elevadas presiones parciales de gases ácidos. Además de CO 2 y H 2 S, el sulfinol puede remover COS y CS 2 y parcialmente los mercaptanos. Debido a que la DIPA se degrada ligeramente al reaccionar con CO 2, los productos de degradación pueden removerse mediante el uso de un recuperador ( reclaimer ). El sulfinol absorbe hidrocarburos pesados, lo cual puede significar una desventaja si los gases ácidos alimentan una unidad de recuperación de azufre PROCESOS CON CARBONATO DE POTASIO (CALIENTE). El proceso básico emplea una solución de K 2 CO 3. El contactor y el regenerador operan a temperaturas de ºF y no es recomendable para tratar corrientes gaseosas que contienen solo H 2 S como contaminantes. En el caso de requerirse específicamente de CO 2 y H 2 S para gases destinados a transmisión para ventas, se requieren esquemas especiales de proceso. El carbonato de potasio tiene cierta efectividad para la remoción de sulfuro de carbonilo y disulfuro de potasio se pueden representar de la siguiente manera: K 2 CO 3 + CO 2 + H 2 O 2 KHCO 3 K 2 CO 3 + H 2 S KHS + KHCO 3 Existen tres variantes en los esquemas de proceso con el carbonato de potasio, los cuales dependen de las especificaciones del gas. Estos esquemas son los siguientes: Proceso de una sola etapa: El diagrama de proceso correspondiente se muestra en la fig. 8. Proceso con flujo dividido: En la fig. 9 se muestra el diagrama de flujo simplificado. Proceso con dos etapas: El diagrama de flujo se presenta en la fig

10 Fig. II-8. Carbonato. Una etapa sencilla Fig. II-9. Carbonato. Flujo dividido 20-30

11 Fig. II-10. Carbonato. Proceso de dos etapas 30.- EVALUACIÓN DEL PROCESOS BENFIELD. El proceso Benfield es licenciado por la UNION CARBIDE CO. Se basa en la utilización de una solución de carbonato de potasio activada para la absorción e inhibida para la corrosión mediante la incorporación de aditivos a la solución. Los esquemas de flujo para el diseño del proceso son los mismos de las figuras II-8, II-9 y II-10. Además existen otras modificaciones del proceso: 1. El Benfield Hipare se caracteriza por tener dos circuitos, uno de los cuales emplea solución de carbonato de potasio activado, y el segundo utiliza una solución de diferente concentración y temperatura. 2. El Benfield Lo-Heat permite reducir el consumo de calor para regeneración mediante una reducción de la presión sobre la solución pobre y comprimiendo el vapor expandido a través de eyectores. El vapor comprimido es utilizado para suplir parte del calor de regeneración

12 31.- EVALUACIÓN DEL PROCESO CATACARB. Este proceso también basado en el uso de carbonato de potasio, es licenciado por Eickmeyer & Associates. Se utilizan varios catalizadores e inhibidores de corrosión y la selección de los mismos depende de la composición del gas a ser tratado. Los esquemas de procesos son, en principio, similares a los del proceso Benfield: Una etapa simple. Corriente pobre divididas y enfriada. Dos etapas. Low-heat. En las figuras 21.3 y 21.5 del manual GPSA (Anexo 3. Capítulo 5) las consideraciones generales para el diseño de procesos con aminas y las propiedades físicas de solventes físicos y químicos utilizados para su endulzamiento de gas ESPECIFICACIONES DEL GAS Y PROCESOS TÍPICOS APLICABLES. Las especificaciones de calidad del gas son variables y existen diferentes opciones de procesos que puedan ajustarse a los valores generalmente establecidos y que dependiendo del caso requieren la remoción del H 2 S o el CO 2 únicamente o la remoción simultánea de ambos contaminantes. En la tabla II se representa un cuadro resumen de procesos, aplicaciones y rango de especificaciones que puedan lograrse. En la tabla III se complementa la información que a manera de guía de selección se presentó en la tabla II FÍSICO-QUÍMICA DE LOS PROCESOS. Los procesos de endulzamiento mediante absorción química están fundamentados en la solubilidad de los gases ácidos (H 2 S, CO 2 ) y otros contaminantes en solventes de diferente naturaleza: Físicos: orgánicos, no acuosos. Químicos Soluciones acuosas de aminas 20-32

13 Soluciones acuosas de K 2 CO 3 La solubilidad del H 2 S y el CO 2, así como otros contaminantes en los solventes físicos, se puede explicar por fuerzas de atracción molecular (fuerzas de Van Der Wall, puentes de hidrógeno) sin que ocurran reacciones químicas. En general, la solubilidad de gases en líquidos favorece a altas presiones y en el caso de absorción de los gases ácidos a mayor presión parcial más absorción con solvente químicos conlleva a reacciones químicas entre los gases ácidos y el solvente SOLVENTES FÍSICOS. Debido a que en los procesos físicos la fuerza motora en la absorción y regeneración de los gases ácidos viene dada por las constantes K de equilibrio líquido-vapor entre el solvente y los gases, estos datos son fundamentales para el diseño de los procesos. Debido a que no están publicados se hace necesario consultar los licenciadores para el diseño del proceso o adquirir datos experimentales dentro de los rangos de presión y temperatura requeridos. Los hidrocarburos pesados tienen afinidad con los solventes físicos y como consecuencia, la solubilidad es alta SOLVENTES QUÍMICOS. Aunque los procesos con alcanolamina y con carbonato de potasio están basadas en reacciones químicas, se presentan grandes diferencias en su naturaleza ABSORCIÓN CON K 2 CO 3. Las reacciones que ocurren entre el carbonato de potasio y los gases ácidos se pueden representar de la siguiente manera: K 2 CO 3 + CO 2 + H 2 O K 2 CO 3 + H 2 S 2 KHCO 3 + calor KHCO 2 + KHS + calor La reacción se controla por el grado de conversión del carbonato a bicarbonato

14 Otro parámetro importante es la temperatura del proceso, ya que a valores por debajo de 104ºF el KHCO 3 puede cristalizarse, causando problemas de taponamiento y erosión ABSORCIÓN CON AMINAS. Las aminas son bases orgánicas, que al entrar en contacto en medio acuosos con los gases ácidos como el CO 2 y el H 2 s se combinan para formar complejos ácido-base. Estas reacciones están condicionadas por los siguientes factores: Estructura molecular de la amina Reactividad de la amina Presión de los gases ácidos. Uso de promotores y actividades 37.- ESTRUCTURA MOLECULAR DE LA AMINA. Las aminas son caracterizadas como primarias, secundarias o terciarias, dependiendo del grado de sustitución del nitrógeno central por grupos orgánicos. En la figura II-13 se presentan las fórmulas estructurales de las aminas usadas en procesos comerciales. La diferencia estructural de los sustituyentes tienen influencia en las características de cada una, contribuyendo a causar diferencias entre aminas de la misma categoría

15 Aminas primarias Monoetalonamina (MEA) PM = 61 Diglicolamina (DGA) PM = 105 H H N - CH 2 CH 2 - OH N - CH 2 CH 2 O - CH 2 CH 2 - OH H H Aminas secundarias Dietanolamina (DEA) PM = 105 Disopropanolamina (DIPA) PM = 133 HO - CH 2 CH 2 - N - CH 2 CH 2 - OH HO - CH 2 CH 2 - N - CH 2 CH - OH H CH 3 H CH 3 Aminas terciarias Trietanolamina (TEA) PM = 149 Metildietanolamina (MDEA) PM = 119 HO - CH 2 CH 2 - N - CH 2 CH 2 - OH HO - CH 2 CH 2 - N - CH 2 CH - OH CH 2 CH 2 - OH CH 3 Fig. II-13.- Estructuras moleculares de aminas comunes REACTIVIDAD DE LAS AMINAS. Las aminas primarias son bases químicamente más fuerte que las secundarias y están más que las terciarias y en consecuencia,, más reactiva hacia el H 2 s y el CO 2. En gases producidos en refinerías se pueden generar compuestos de mayor acidez que el H 2 S y el CO 2 (tiosulfatos, tiocianatos), que al reaccionar con una amina forman sales estables y difíciles de regenerar. La absorción de H 2 S y CO 2 en una solución de amina ocurre en respuesta a la fuerza impulsadora de la presión parcial de los gases ácidos causando una transferencia de masa desde la fase gaseosa a la líquida. A medida que un gas ácido se absorbe en la amina, él ejercerá una mayor presión de vapor. 1 Tomado del Treating Chemical, Union Carbide

16 La fuerza impulsadora neta para absorción es la diferencia entre la presión parcial de gas ácido y la presión de vapor del gas ácido en solución. Cuando se alcanza el equilibrio las dos se igualan, es decir, la fuerza motriz neta se hace cero y no puede ocurrir más absorción. La presión parcial depende de las características del gas tratado, pero la presión de vapor ejercida por el gas ácido en solución, a una carga de gas ácido y temperatura dada, es función de la fuerza de enlace entre el gas y la amina. Mientras mayor sea la fuerza de enlace, esto es, la reactividad de la amina, menor será la presión de vapor ejercida por el gas ácido para una carga determinada. Esto significa que para una presión parcial dada, se obtendrá una mayor carga ( loading ) de equilibrio si la amina es más reactiva. Cuando la carga excede 0.5 moles de gas ácido por mol de amina se presentan excepciones a lo antes expuesto, debido a cambios en el mecanismo de absorción CONSIDERACIONES DE EQUILIBRIO. Cuando se incorpora la reactividad de diferentes aminas, se debe hablar en términos de soluciones de igual concentración molar. Por lo tanto, es que las reacciones ocurren en una base molar. Por lo tanto, es la concentración molar de la amina la que determina su capacidad, no su concentración en peso. Para evaluar más cuantitativamente la reactividad de las aminas, se deben comparar las presiones de vapor de los gases ácidos en equilibrio con la solución y la carga de estos componentes en la misma ( equilibrium loading ). Estos valores han sido soportados en la literatura para las aminas de uso comercial y en las figuras II-11 y II-12 se presentan curvas de equilibrios de CO 2 y H 2 S con diferentes aminas. El mecanismo de absorción del H 2 S y el CO 2 es diferente, ya que el H 2 S reacciona directamente con las moléculas de amina en solución, en proporción de uno a uno. Si hay suficiente fuerza impulsora se puede obtener una carga estequiométrica máxima (1 mol/mol). Harman demostró que la reacción entre H 2 S y una amina, es una reacción tipo ácido-base. Combinando este mecanismo con 1 solubilidad física del H 2 S en la solución acuosa de etanolamina, se sugieren las siguientes reacciones: + RR NH 2 H + + RR NH H 2 O H + + OH - H 2 S H + + HS - HS - H + + HS = P (H 2 S) = H (H 2 S) [H 2 S] 20-36

17 H = Constantes de Henry La reacción global para amina terciarias sería similar a las primarias y secundarias: H 2 S + R 2 NCH 3 R 2 NH HS - El CO 2 puede experimentar reacciones similares protonándose la amina con el protón formado en la disociación del bicarbonato. Sin embargo, astarita y colaboradores, Caplow y Arman, han demostrado que adicionalmente al aducto ácido-base, el CO 2 se inserta en la estructura de una amina primaria o secundaria para formar el carbonato. Esto significa que se pueden producir dos tipos de reacciones entre el CO 2 y la amina primaria o secundaria. a.- Vía Carbonato CO 2 + 2RR NH RR C + RR NH 2 - b.- Ácido-base O O Carbonato CO 2 + H 2 O + 2RR NH (RR NH 2 + ) 2 CO 3 = O Carbonato RR NC + CO 2 + 2H 2 O 2 (RR NH 2 + HCO 3 - ) O - (RR NH 2 ) + (R 2 NH + 2 ) 2 CO = 3 + CO 2 + H 2 O 2 (RR NH + 2 HCO - 3 ) Bicarbonato P P (CO 2 ) = HCO 2 [CO 2 ] La carga estequiométrica de CO 2 en la amina (primaria o secundaria) por la vía de formación del carbonato es de 0.5 mol/mol. Una mayor carga puede lograrse a través de la conversión del carbonato a bicarbonato, seguida de una reacción ácido base. Una fuerza impulsadora adicional y suficiente de área de contacto, permite cargas de CO 2 mayores a 0.5 mol/mol. Debido a esta conversión, las curvas de presión de vapor por 20-37

18 encima de 0.5 mol/mol frecuentemente pueden ser diferentes de la zona de formación de carbonato. La estructura de carbonato de la DEA se convierte más fácilmente a bicarbonato debido a que es una base más débil que la MEA. En el caso de las aminas terciarias como la MDEA, la cual no tiene átomo de hidrógeno enlazado al nitrógeno, no ocurre una reacción directa para formar carbomato, sino que la absorción de bicarbonato el cual se combina con la amina en una reacción ácida-base. La formación del HCO 3 - es lenta y controla la reacción, siendo mucho más lenta que a reacción de la amina con el H 2 S, lo cual hace posible que la remoción del H 2 S pueda ser selectiva. Kent y Eisemberg utilizaron las ecuaciones químicas que representan el equilibrio entre el CO 2, H 2 S y las aminas para desarrollar un modelo que correlaciona el equilibrio líquido-vapor de gases ácidos en aminas. Maddox y Manis desarrollaron curvas que muestran las concentraciones de varias especies iónicas en soluciones de MEA y Dea. Fig. II-14. Presión de vapor de CO 2 en equilibrio para soluciones equimolares de aminas

19 Fig. II-15. Presión de vapor de H 2 S en equilibrio para soluciones equimolares de aminas 20-39

20 40.- DISPOSICIÓN DE GASES ÁCIDOS. Por razones de protección y seguridad de las personas y de las instalaciones así como por razones de conservación del ambiente, los gases ácidos (específicamente H 2 S y otros compuestos de azufre) que se separan del gas mediante un proceso de endulzamiento, deben ser manejados bajo la premisa de minimizar las emisiones a la atmósfera y reducir la concentración en el área de trabajo. Existen varias opciones para la disposición de los gases ácidos: Dispersión a través de sistemas de venteo e incineradores. Conversión del H 2 S a azufre elemental mediante procesos tipo Claus. Aplicaciones de procesos de conversión directa mediante absorción en lechos secos y en vía húmeda DISPERSIÓN/INCINERACIÓN DE GASES ÁCIDOS. La opción de dispersar los gases ácidos a través de sistemas de venteo o incinerar el H 2 S para convertirlo a SO 2 para luego dispersarlo en el aire ha sido practicada por la industria petrolera hasta épocas recientes. Esta practica constituye un problema de contaminación atmosférica, contribuyendo al problema de las lluvias ácidas, básicamente se arroja, aunque en forma diluida, cantidades de gases ácidos que minimizan los problemas de seguridad y contaminación en un área, pero que globalmente afectan un área geográfica mayor al transcurrir el tiempo. Esta practica ha sido prohibida en Venezuela por la nueva ley de ambiente, por lo cual la industria requiere de otras opciones para la disposición del gas ácido CONVERSIÓN MEDIANTE PROCESOS TIPO CLAUS. Mediante esta opción los gases ácidos, separados en una planta de endulzamiento, se alimentan a un proceso de conversión de H 2 S a azufre denominado proceso Claus, basado en la combustión controlada de azufre con aire, en el cual un tercio del H 2 S es quemado para formar SO 2 ; luego este SO 2 reacciona con los tercios restantes de H 2 S para formar azufre y agua. Las tercios exotérmicas se representan mediante las siguientes ecuaciones: 3 H 2 S + 3/2 O 2 3S + 3 H 2 O + Calor H 2 S + 3/2 O 2 SO 2 + H 2 O + Calor 2 H 2 S + 3/2 O 2 SO 2 + H 2 O + Calor 20-40

21 Actualmente se utiliza un proceso modificado en el cual la reacción del H 2 S con el SO 2 es catolizado con el fin de reducir la cantidad de calor generada. Una variante del proceso Claus, es el proceso Selecto, patentado por la empresa Parson, USA, Más detalle sobre el proceso Claus se encuentra en la sección 22 del manual de la GPSA PROCESOS DE CONVERSIÓN DIRECTA DEL H 2 S A AZUFRE. Existen una serie de proceso que permiten remover el H 2 S de corrientes de gas aplicados principalmente para tratar corrientes provenientes de plantas tipo Claus o de volúmenes y condiciones tan especiales que no hacen posible la utilización de procesos convencionales con solventes físicos o químicos. En la fig del manual GPSA se detallan las características de estos procesos CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE MATERIALES. El problema más común y tal vez más serio encontrado en plantas de tratamiento de gas, especialmente los que utilizan alcanolaminas en proceso de conversión directa, es el de la corrosión. Por esta razón se requiere mucha atención y diseño detallado de los equipos. La selección de materiales para una planta de endulzamiento de gas depende de: Previsiones mínimas establecidas en códigos y 1m 1.70 normas para materiales, incluyendo las que conciernen a materiales resistentes a la corrosión por tensión (stress corrosión craking). Análisis técnico-económico de usar aceros al carbono y aleaciones más resistentes y más costosas. El know-how obtenido a través de años de experiencia, particularmente en inhibidores de corrosión, velocidades de flujo, etc