simulación del proceso de endulzamiento de gas natural

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE CIENCIAS QUÍMICAS
INGENIERIA QUIMICA
TESIS
“SIMULACIÓN DEL PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE
GAS NATURAL”
PRESENTA
Manuel Enrique Heredia Moctezuma
DIRECTOR DEL TRABAJO RECEPCIONAL
M. C. Eduardo Hernández Aguilar
ORIZABA, VER.
2011
Índice
Índice ............................................................................................................................. i
Glosario ....................................................................................................................... 2
Introducción ................................................................................................................. 4
1
Capítulo I Marco Teórico.................................................................................. 6
1.1 Origen del gas natural....................................................................................... 7
1.1.1 Importancia industrial y económica ......................................................... 10
1.1.2 Consumo energético mundial .................................................................. 11
1.2 Procesamiento de gas natural ........................................................................ 12
1.2.1 Descripción del proceso de endulzamiento de gas natural ..................... 14
1.3 Alcanolaminas ................................................................................................ 17
1.3.1 Comparación de aminas .......................................................................... 19
1.4 Operaciones unitarias en el procesamiento de gas natural ............................ 21
1.4.1 Absorción y arrastre ................................................................................ 21
1.4.2 Destilación ............................................................................................... 23
1.4.3 Destilación flash ...................................................................................... 24
1.4.4 Equipo típico de destilación ..................................................................... 25
1.4.5 Destilación continua con reflujo (rectificación) ......................................... 27
1.4.6 Combinación de rectificación y agotamiento ........................................... 28
1.5 Equipos para absorción y destilación ............................................................. 30
1.5.1 Torres de platos....................................................................................... 30
1.5.2 Torres empacadas................................................................................... 32
1.6 Simulación de procesos .................................................................................. 33
1.6.1 Aplicaciones de la simulación .................................................................. 34
1.6.2 Clasificación de los métodos de simulación ............................................ 35
1.7 Simulador Aspen Plus..................................................................................... 36
1.7.1 Modelos de columnas en Aspen Plus 11.1 .............................................. 37
2
Capítulo II Metodología .................................................................................. 40
2.1 Interfaz de Aspen Plus 11.1 ............................................................................ 42
2.2 Desarrollo del diagrama de proceso de endulzamiento de gas natural .......... 43
i
2.3 Especificación de propiedades y componentes químicos ............................... 55
2.4 Especificación de las propiedades de flujo ..................................................... 60
2.5 Especificación de parámetros en los equipos ................................................. 64
2.5.1 Columna de absorción............................................................................. 64
2.5.2 Tanque de flasheo ................................................................................... 66
2.5.3 Intercambiador de calor amina rica/pobre ............................................... 68
2.5.4 Columna regeneradora de MDEA ........................................................... 68
2.5.5 Mezclador y acumulador de reflujo .......................................................... 70
2.5.6 Intercambiadores de calor (condensador y enfriador) ............................. 71
2.5.7 Bombas y válvula .................................................................................... 71
2.6 Ejecución de la simulación en estado estacionario ......................................... 73
3
Capítulo III Resultados................................................................................... 76
3.1 Condiciones de operación del absorbedor...................................................... 77
3.1.1 Composición de las corrientes del absorbedor ........................................ 80
3.2 Perfiles de Presión, Concentración y Temperatura de la columna
absorbedora.................................................................................................... 82
3.3 Comportamiento del tanque flash ................................................................... 84
3.4 Regeneración de MDEA ................................................................................. 87
3.5 Pérdida de MDEA en los equipos ................................................................... 89
3.6 Resumen de resultados .................................................................................. 92
Conclusiones ............................................................................................................. 93
Bibliografías............................................................................................................... 94
Referencias Web ....................................................................................................... 95
ii
Índice de Figuras
Figura
Titulo
Página
1.1 Componentes del gas natural antes de ser procesado [2]. ................................. 10
1.2 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente (Secretaria de
Energía 2007) [4]. ............................................................................................. 12
1.3 Etapas del procesamiento de gas natural [2]. ..................................................... 13
1.4 Componentes básicos para el endulzamiento de gas [6]. ................................... 15
1.5 Estructura de alcanolaminas de mayor interés comercial empleadas en el
endulzamiento de gas natural [4]. ..................................................................... 18
1.6 Planta de tratamiento de gases (Wankat, 2008) ................................................. 23
1.7 Equipo de destilación flash (McCabe et al, 2001). .............................................. 24
1.8 Equipo típico de destilación (McCabe et al, 2001) .............................................. 27
1.9 Columna de fraccionamiento continuo con secciones de rectificación y
agotamiento (McCabe et al, 2001) .................................................................... 29
1.10 Distintos tipos de platos: A. Plato perforado, B. Plato de capuchones y
C. Plato de válvulas [9]. .................................................................................... 31
1.11 Empaques al azar: metálicos, cerámicos y plásticos [10].................................. 32
1.12 Empaque estructurado [10]. .............................................................................. 33
1.13 Relación entre optimización y simulación .......................................................... 34
1.14 Modelos disponibles en la ventana de trabajo de Aspen Plus ........................... 37
2.1 Diagrama de bloques de la metodología planteada ............................................ 41
2.2 Ventana de inicio Aspen Plus .............................................................................. 42
2.3 Diagrama esquemático en blanco ....................................................................... 43
2.4 Selección de la columna de absorción ................................................................ 44
2.5 Icono de la columna absorbedora en el área de trabajo ..................................... 44
2.6 Selección del intercambiador de calor (condensador) ......................................... 45
2.7 Colocación del enfriador de amina ...................................................................... 46
2.8 Selección y colocación del acumulador de reflujo ............................................... 47
2.9 Selección y colocación del mezclador ................................................................. 48
2.10 Selección y colocación del tanque de flasheo ................................................... 49
2.11 Selección del intercambiador de calor amina rica/pobre ................................... 50
iii
Figura
Titulo
Página
2.12 Selección de bombas y válvula ......................................................................... 51
2.13 Selección de flujo de material y opciones posibles para cada equipo ............... 52
2.14 Flujo de salida e interconexión de bloques........................................................ 53
2.15 Diagrama final con todas las conexiones .......................................................... 54
2.16 Ventana para cambiar nombre a un bloque ...................................................... 54
2.17 Mensaje de diagrama esquemático completo ................................................... 55
2.18 Panel de configuración ...................................................................................... 56
2.19 Especificación de fracciones molares ............................................................... 57
2.20 Especificaciones de los componentes químicos ............................................... 58
2.21 Lista de componentes seleccionados ................................................................ 59
2.22 Especificación de las propiedades físicas ......................................................... 60
2.23 Modificación en el diseño del diagrama de flujo ................................................ 61
2.24 Condiciones de entrada y composición de la corriente de gas húmedo
amargo .............................................................................................................. 62
2.25 Especificación de fases válidas ......................................................................... 62
2.26 Condiciones de entrada de corriente MDEA ..................................................... 64
2.27 Configuración de la columna de absorción........................................................ 65
2.28 Especificación de etapas de alimentación a la columna ................................... 65
2.29 Especificación de presión en la columna........................................................... 66
2.30 Especificaciones de tanque flash ...................................................................... 67
2.31 Especificación de temperatura del intercambiador de calor .............................. 68
2.32 Configuración de la columna regeneradora de MDEA ...................................... 69
2.33 Configuración de mezclador y acumulador de reflujo ........................................ 70
2.34 Configuración de los intercambiadores de calor ................................................ 71
2.35 Configuración de las bombas ............................................................................ 72
2.36 Configuración de la válvula ............................................................................... 73
2.37 Mensaje de ejecución de la simulación ............................................................. 74
2.38 Ventada de estado con errores en la simulación ............................................... 75
2.39 Ventana de estado sin errores en la simulación ................................................ 75
3.1 Concentración de H2S en gas húmedo dulce ...................................................... 78
iv
Figura
Titulo
Página
3.2 Concentración de CO2 en gas húmedo dulce ..................................................... 79
3.3 Comparación de composiciones gas amargo/Gas Dulce .................................... 81
3.4 Perfil de presión en la columna absorbedora ...................................................... 82
3.5 Perfil de concentración (H2S y CO2) en la columna absorbedora........................ 83
3.6 Perfil de temperatura de la columna de absorción .............................................. 84
3.7 Porcentaje de gases removidos en el tanque flash en función de la presión ...... 85
3.8 Composición ácida del gas removido .................................................................. 85
3.9 Temperatura del calderín en función de la presión ............................................. 87
3.10 Flujo de MDEA regenerada ............................................................................... 88
3.11 Pérdida de MDEA en el absorbedor .................................................................. 90
3.12 Pérdida de MDEA en el tanque flash ................................................................ 90
v
Índice de Tablas
Tabla
Titulo
Página
1.1 Especificaciones de gas natural según la NOM-001-SECRE-2010 [3]. ................ 9
1.2 Valores reportados para operación con aminas .................................................. 19
1.3 Valores reportados sobre corrosión .................................................................... 20
1.4 Modelos de columnas en Aspen Plus ................................................................. 37
2.1 Lista de componentes ......................................................................................... 58
2.2 Condiciones propuestas para determinar mediante simulación, las
condiciones de operación del absorbedor ........................................................ 63
2.3 Presiones de prueba para el tanque flash ........................................................... 67
2.4 Presiones de operación propuestas para la columna regeneradora ................... 69
3.1 Contenido de H2S en gas dulce (simulaciones en el absorbedor) ....................... 77
3.2 Contenido de CO2 en gas dulce (simulaciones en el absorbedor) ...................... 78
3.3 Datos de corrientes del absorbedor .................................................................... 80
3.4 Corrientes del tanque flash.................................................................................. 86
3.5 Corrientes de columna regeneradora .................................................................. 88
3.6 Comparación de MDEA inicial/final ..................................................................... 91
vi
Objetivo
Simular el proceso de endulzamiento de gas natural con metildietanolamina al 50%
en peso como líquido absorbente, utilizando el simulador Aspen Plus 11.1,
consiguiendo gas dulce con menos del 1% de gases ácidos.
Hipótesis Alternativa H1:
Es posible la simulación en estado estacionario del proceso de endulzamiento de gas
natural utilizando MDEA como absorbente.
Hipótesis Nula H0:
No es posible la simulación en estado estacionario del proceso de endulzamiento de
gas natural utilizando MDEA como absorbente.
1
Glosario
COS. Compuestos orgánicos de azufre.
Desorción. Operación continua a la absorción, en ella un gas disuelto en un líquido
es arrastrado por un gas inerte quedando eliminado del líquido inicial
Gas ácido. Gas que contiene cantidades apreciables de ácido sulfhídrico, dióxido de
carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas amargo húmedo con bases
fácilmente regenerables como son la mono y dietanolamina (MEA y DEA) que son
utilizadas frecuentemente para este propósito.
Gas amargo. Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido
sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los
yacimientos de crudo de los diversos procesos de refinación
Gas asociado. Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en aceite
crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas
en solución (disuelto).
Gas dulce. Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de
azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando
el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o absorbentes.
Gas húmedo. Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural
del cuál le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos,
y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades
tales que permite su proceso comercial.
Gas natural. Mezcla gaseosa de hidrocarburos y otros componentes compuesta
principalmente por metano, se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos
que son únicamente de gas.
Gas natural licuado (GNL). Es gas natural que ha sido sometido a un proceso de
licuefacción, que consiste en llevarlo a una temperatura aproximada de -160 °C con
2
lo que se consigue reducir su volumen hasta 600 veces. Esto permite transportar una
cantidad importante de gas en buques llamados metaneros. El GNL se halla en
estado líquido mientras que el gas seco (que viaja por gasoducto) se encuentra en
estado gaseoso.
Gas no asociado. Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no
contiene aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.
Gas seco. Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más
pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.
Índice Wobbe (W). La relación del poder calorífico superior (Hs) por unidad de
volumen con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa (ρ r), según la
fórmula:
⁄√
Naftas. Son una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados, parcialmente
obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica. Los
hidrocarburos más pesados como pentano (C5H12), hexano (C6H14) y heptano (C7H16)
pasan con facilidad al estado líquido y son conocidos como gasolina natural (naftas)
o condensados [1].
Permisionario. El titular de un permiso de transporte de acceso abierto,
almacenamiento o distribución expedido por la Comisión Reguladora de Energía.
SNG. Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
Zona sur. La zona comprendida por la infraestructura de transporte del SNG ubicada
al sur y al occidente de la estación de compresión Cempoala, localizada en el Estado
de Veracruz, así como los ductos e instalaciones privadas de permisionarios
interconectados al SNG en dicha Zona.
3
Introducción
Introducción
En México, el gas natural debe cumplir especificaciones establecidas en la norma
oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, dicha norma es un alto requerimiento para
la Secretaria de Energía, junto con otros organismos como Petróleos Mexicanos y
Comisión Federal de Electricidad. El principal objetivo de esta norma es asegurar la
integridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones que se encuentren
en contacto con el gas natural. Esta norma permite un contenido de hasta 3 % en
volumen de CO2 y una concentración máxima de 6 mg/m 3 de H2S. Para estudiar
mejor el comportamiento de los equipos y sustancias involucradas en el proceso de
endulzamiento de gas natural, se buscó alcanzar una concentración menor a la
establecida en dicha norma.
En la actualidad existen más de 70 países productores de gas natural que utilizan
este insumo para su desarrollo industrial logrando una mayor competitividad debido a
las muchas ventajas que este ofrece. El gas natural es una fuente de energía muy
ventajosa ya que, además de ser un combustible limpio y de bajo costo, compite con
todas las otras fuentes de energía.
En la generación eléctrica el gas compite con el petróleo, el carbón y las centrales
hidroeléctricas; en el uso industrial compite con el petróleo pesado (fuel oil), el diesel
y la electricidad; en el área doméstica compite con el kerosene, la electricidad, el gas
licuado y otros combustibles; y finalmente en el sector de transportes compite con la
gasolina y el diesel. Es decir, el gas natural se adapta a las necesidades modernas y
por lo tanto ofrece a los países que lo poseen y procesan una ventaja competitiva
importante.
Sus ventajas sobre otras fuentes de energía han hecho que su utilización se
incremente constantemente durante los últimos veinte años de manera que, en la
actualidad, representa más del 20% de la energía que se consume en el mundo
(Cáceres, 2002).
El gas natural se encuentra tanto en los yacimientos que contienen hidrocarburos
líquidos como en aquellos en los que no están presentes. En el primer caso, puede
4
Introducción
suceder que todo el gas se encuentre disuelto en el petróleo o si hay más del que
puede disolverse en el petróleo en las particulares condiciones que prevalecen
dentro de este yacimiento, puede existir un casquete de gas arriba de la zona de
aceite. Las condiciones especiales que determinan la cantidad de gas en solución
son: la presión y temperatura en el yacimiento, las cantidades disponibles de gas y
aceite, y sus respectivas composiciones químicas.
El proceso de endulzamiento de gas natural juega un papel muy importante en el
procesamiento de este hidrocarburo, ya sea asociado o no asociado. Debido a que la
presencia de componentes ácidos causa problemas de corrosión tanto en las líneas
de transporte como en los equipos implementados para su procesamiento. Por lo que
es necesario eliminarlos.
En el primer capítulo se habla sobre el origen del gas natural así como la importancia
industrial y económica que este tiene a nivel mundial. Se busca también explicar de
forma clara y sencilla las operaciones unitarias de absorción y destilación para
conocer mejor las etapas involucrados en dicho proceso. El análisis y simulación de
procesos es una herramienta de gran importancia hoy en día por lo que se abordan
temas relacionados a ello y al simulador Aspen Plus 11.1 utilizado para la realización
de este trabajo.
El segundo capítulo está enfocado en la metodología desarrollada; desde el uso de
la interfaz del simulador utilizado, hasta las condiciones de operación propuestas
para correr la simulación.
Por último, en el tercer capítulo se muestran los resultados obtenidos en cada equipo
para las diferentes condiciones de operación y/o alimentación propuestas en la
metodología implementada, con lo cuál se determinaron las condiciones optimas
tanto de operación como de alimentación de MDEA para cumplir con los
requerimientos de calidad definidos.
5
Capítulo I Marco Teórico
1 Capítulo I
Marco Teórico
6
Capítulo I Marco Teórico
1.1
Origen del gas natural
El gas natural, tal como el petróleo y el carbón, es un combustible fósil. El gas y el
petróleo fueron formados hace millones de años, cuando plantas y animales
principalmente microscópicos, conocidos como fitoplancton y zooplancton se
depositaron en el fondo del mar y fueron enterrados por sedimentos. Las capas de
sedimentos fueron acumulándose, originando un incremento de la presión y
temperatura, lo cuál convirtió la materia orgánica en compuestos de hidrógeno y
oxígeno.
El proceso de la formación de gas y petróleo, se parece al de una cocina donde las
rocas son cocinadas lentamente. Una vez formado el gas y el petróleo, debido a la
presión en el subsuelo, éstos se filtraron a través de fracturas y/o el espacio poroso
de las rocas, migrando hacia las partes superiores del subsuelo, alcanzando en
algunos casos la superficie. Donde las condiciones geológicas fueron apropiadas,
estos hidrocarburos quedaron atrapados, no como en un lago sino dentro de los
poros de la roca, a la cuál se le denomina reservorio. Los reservorios de gas natural,
al igual que los reservorios de petróleo, están formados por rocas porosas y
permeables ubicadas en el subsuelo. Un conjunto de reservorios similares constituye
un yacimiento (Cáceres, 2002).
A partir de 1995 se realizaron diversas reformas a la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos, que permitieron la participación de la inversión privada
en el sector del gas natural. En consecuencia, en este rubro no es un monopolio,
sino que participa en un mercado abierto a la competencia.
La reforma de 1995 buscaba maximizar los beneficios ligados a este combustible y
desarrollar una infraestructura de gasoductos acorde con las necesidades del país.
En esencia, dicha reforma permitió la participación privada en actividades que
previamente estaban reservadas al Estado a través de Pemex, tales como el
transporte, el almacenamiento, distribución por medio de ductos, así como el
comercio exterior y comercialización de gas en territorio nacional.
7
Capítulo I Marco Teórico
De conformidad con la visión de largo plazo de la industria de gas natural se
introdujeron las reformas pertinentes a la Ley Reglamentaria del Artículo 27
Constitucional en el ramo del Petróleo y se expidió el Reglamento de gas natural, con
el fin de brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar
en el sector.
A partir de la publicación del Reglamento de gas natural en 1995, la Comisión
Reguladora de Energía (CRE) inició la definición de las zonas geográficas de
distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas
natural en dichas zonas [2].
Durante la LX legislatura, se han presentado a la Comisión de Energía tres Iniciativas
en materia fiscal relacionadas con el sector energético, turnadas a las comisiones de
Energía y de Hacienda y Crédito Público. En 2007 se aprobó en comisiones unidas
una iniciativa mediante la cual se reformó el Capítulo XII del Título Segundo de la Ley
Federal de Derechos, en Materia de Hidrocarburos. Durante esta Legislatura se
realizaron 2 reformas en materia de régimen fiscal de PEMEX. Las reformas
realizadas han marcado dos pautas importantes, ambas pretendían mejorar la
situación financiera de PEMEX; cada una con el objetivo de hacer más eficiente el
uso de los recursos públicos, mejorar la situación de la empresa e incrementar la
investigación relacionada con el sector energético.
En Marzo de 2010 se publica en el Diario Oficial, la Norma Oficial Mexicana NOM001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural (la cuál cancela y sustituye a la
NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural y la NOM-EM-002-SECRE-2009,
Calidad del gas natural durante el periodo de emergencia severa). La cuál establece
que el gas natural que se inyecte en los sistemas de transporte, almacenamiento y
distribución y el que sea entregado a permisionarios y usuarios debe cumplir con las
especificaciones indicadas en la Tabla 1.1, salvo en algunas excepciones
(emergencia operativa, mantenimiento de la planta, etc.).
8
Capítulo I Marco Teórico
Tabla 1.1 Especificaciones de gas natural según la NOM-001-SECRE-2010 [3].
Zona Sur
Metano (CH4)-Min.
% Vol.
Hasta el
31 de
diciembre
de 2010
NA
Oxígeno (O2)-Max.
% Vol.
0.20
0.20
0.20
0.20
Bióxido de Carbono
(CO2)-Max.
% Vol.
3.00
3.00
3.00
3.00
Nitrógeno (N2)-Max.
% Vol.
9.00
8.00
6.00
4.00
Nitrógeno. Variación
máxima diaria
Total de inertes (CO2 y
N2)-Max.
% Vol.
± 1.5
± 1.5
± 1.5
± 1.5
% Vol.
9.00
8.00
6.00
4.00
Etano-Max.
% Vol.
14.00
12.00
11.00
11.00
271.15
271.15
271.15
(-2)
(-2)
(-2)
110.00
110.00
110.00
110.00
Propiedades
Temperatura de rocío de
hidrocarburos-Max.
Unidades
K
NA
(°C)
3
Del 1 de enero
de 2011 al 31
de diciembre
de 2010
NA
A partir
del 1 de
enero de
2013
83.00
Resto
del país
84.00
Humedad (H2O)-Max.
mg/m
Poder calorífico superiorMin.
Poder calorífico superiorMax.
MJ/m3
35.30
36.30
36.80
37.30
MJ/m3
43.60
43.60
43.60
43.60
Índice Wobbe-Min.
MJ/m3
45.20
46.20
47.30
48.20
Índice Wobbe-Max.
Índice Wobbe-Variación
máxima diaria
Ácido sulfhídrico (H2S)Max.
MJ/m3
53.20
53.20
53.20
53.20
%
±5
±5
±5
±5
mg/m3
6.00
6.00
6.00
6.00
mg/m3
150.00
150.00
150.00
150.00
Azufre total (S)-Max
Otras características que debe cumplir el gas natural es estar libre de:

Agua, aceite e hidrocarburos líquidos.

Material sólido, polvos y gomas.

Otros gases que puedan afectar a los sistemas de transporte, almacenamiento
y distribución a los equipos o instalaciones de los usuarios.
9
Capítulo I Marco Teórico
1.1.1 Importancia industrial y económica
En 2007, el gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo
y el carbón. Su empleo presenta ventajas económicas y ecológicas, acorde a las
políticas de sustentabilidad actuales que se orientan al empleo de combustibles
limpios y eficientes. Como resultado, el consumo de gas natural creció 2.7 % en
promedio anual entre 1997 y 2007, abasteciendo 23.8 % del consumo mundial de
energía primaria [4].
Los usos más comunes del gas natural son:

Aplicación domestica

Aplicación comercial

Aplicación industrial

Cogeneración termoeléctrica
A continuación se muestran los componentes del gas natural antes de ser
procesado, cabe mencionar que la composición de cada componente así como la
presencia de algunos de estos dependen del lugar de donde es extraído el gas, pero
generalmente encontramos presente la composición mostrada en la Figura 1.1 [2].
Figura 1.1 Componentes del gas natural antes de ser procesado [2].
10
Capítulo I Marco Teórico
El gas seco (gas natural comercial) se utiliza como:
i.
Combustible en:
a) Transporte (autobuses y taxis)
b) Hogares (calentadores de agua, estufas, calefacción)
c) Comercios (aire acondicionado, calentadores de agua, hornos)
d) Industrias (sistemas de calefacción, secado, generación de vapor, hornos)
ii.
Generación de energía eléctrica por medio de plantas de ciclo combinado
CCC esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural y el
vapor que producen los gases de escape para generar electricidad de manera
complementaria.
iii.
Materia prima en elaboración de productos petroquímicos ya que de forma
relativamente fácil y económica puede ser convertido en hidrógeno, etileno o
metanol, para fabricar diversos tipos de plásticos y fertilizantes.
1.1.2 Consumo energético mundial
El incremento en los precios del petróleo se refleja directamente en sus derivados,
por lo que el consumo de energéticos se ha redireccionado hacia otras fuentes de
energía como el gas natural y el carbón. En la Figura 1.2, se muestra la distribución
porcentual del consumo mundial en el 2007 de los energéticos obtenidos
directamente de la naturaleza o después de la extracción.
En 2007, el gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo
y el carbón. Su empleo presenta ventajas económicas y ecológicas, acorde a las
políticas de sustentabilidad actuales que se orientan al empleo de combustibles
limpios y eficientes. Como resultado, el consumo de gas natural creció 2.7 % en
promedio anual entre 1997 y 2007, abasteciendo 23.8 % del consumo mundial de
energía primaria [4].
11
Capítulo I Marco Teórico
Figura 1.2 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente (Secretaria de
Energía 2007) [4].
América Latina tiene una producción anual de gas del orden de 110 x 10 9 m3/año.
Los países con mayor producción de gas natural en Latinoamérica son: México,
Venezuela, Argentina y Colombia.
El consumo de gas natural fue, junto con el de petróleo, el que más crecimiento
experimentó en las últimas 3 décadas y según algunas proyecciones se espera que
continúe con este ritmo. En los últimos años el comercio mundial de gas natural
licuado creció más que el gas comercializado por gasoducto. El gas natural es el
combustible fósil más limpio, es más liviano que el aire y produce un menor “efecto
invernadero” que otros combustibles como el carbón y el petróleo (Cáceres, 2002).
1.2
Procesamiento de gas natural
El proceso de producción de gas natural incluye varias etapas, principalmente:
separación, endulzamiento (separación de agua y gases ácidos), recuperación de
azufre, recuperación de licuables y fraccionamiento de hidrocarburos; tal como se
muestra en la Figura 1.3.
12
Figura 1.3 Etapas del procesamiento de gas natural [2].
Capítulo I Marco Teórico
13
Capítulo I Marco Teórico
Cabe mencionar que el gas natural licuado ofrece una mayor facilidad de transporte
que el llevado a cabo a través de gasoductos, permitiendo a los cargamentos de gas
natural ser llevados y entregados donde la necesidad sea mayor y los términos
comerciales sean más competitivos. Un estudio de costos de transporte publicado
por el Centro de Economía Energética de Estados Unidos demuestra que a medida
que aumenta la distancia por la que el gas natural es transportado, el uso del GNL
tiene beneficios económicos sobre el uso de gasoductos [2].
1.2.1 Descripción del proceso de endulzamiento de gas natural
El proceso de endulzamiento de gas natural se refiere a la purificación del gas,
eliminando especialmente el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono, debido a que
son altamente corrosivos en presencia de agua y tienen un impacto negativo en la
capacidad calorífica del gas natural. Dicha operación involucra la remoción de las
impurezas presentes en fase gaseosa.
La absorción de un líquido es una operación unitaria muy importante para la
purificación del gas natural, en la cuál los componentes de una mezcla gaseosa son
disueltos selectivamente en un líquido. Esta operación se realiza generalmente en
torres verticales que en su interior tienen platos, empaques u otros dispositivos que
aumentan el contacto entre ambas fases las cuales fluyen a contracorriente (Perry,
2002).
En la absorción química es muy importante el uso de disolventes específicos para la
remoción de gases ácidos como SO2, CO2 y H2S. Los solventes empleados son
soluciones acuosas de alcanolaminas, las más empleadas en el endulzamiento de
gas
natural
son:
monoetanolamina
(MEA),
dietanolamina
(DEA),
N-metil-
dietanolamina (MDEA), o combinaciones de las mismas.
Este proceso consta de dos etapas: absorción de gases ácidos, en la cuál se lleva a
cabo la retención del ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono de una corriente de
gas natural amargo utilizando una solución acuosa de metildietanolamina (MDEA) a
baja temperatura y alta presión.
14
Capítulo I Marco Teórico
La segunda etapa es la regeneración (recuperación) de la solución absorberte. Esta
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 como se muestra en la Figura 1.4.
Figura 1.4 Componentes básicos para el endulzamiento de gas [6].
El gas amargo es alimentado por el fondo de la columna absorbedora a una presión
de 84.1 kg/cm2 y 35 °C, para ponerse en contacto a contracorriente con la solución
de metildietanolamina regenerada (MDEA pobre), misma que es alimentada por el
primer plato de la torre. Antes de entrar a la columna absorbedora la MDEA pobre
pasa por un enfriador donde se abate la temperatura hasta unos 40 °C
aproximadamente.
La columna absorbedora de gas amargo, cuenta con 20 platos en los cuales la
solución de MDEA pobre se pone en contacto íntimo con el gas, absorbiéndole casi
la totalidad de los gases ácidos presentes en la corriente de gas amargo alimentada
a la planta endulzadora. El gas dulce abandona la torre por el domo dirigiéndose al
separador de gas combustible, el cuál cuenta con una malla separadora para
asegurar la recuperación de la MDEA que el gas haya podido arrastrar. El gas dulce
15
Capítulo I Marco Teórico
después de pasar por la válvula de control que regula la presión a esta sección es
enviado a la red de gas combustible.
La MDEA recuperada sale del separador de gas combustible y se une a la corriente
de MDEA proveniente del fondo de la columna absorbedora (MDEA rica), que se
envía de nivel a la sección de regeneración de metildietanolamina. La solución de
MDEA rica proveniente del fondo de la columna absorbedora y el separador de gas
combustible se alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar
los hidrocarburos líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la MDEA que por
efecto de presión se encuentren disueltos en esta solución.
La amina rica acumulada en el tanque de desorción, se envía por diferencia de
presiones al intercambiador de calor amina rica/pobre, donde se calienta por medio
de contracorriente de MDEA pobre procedente del rehervidor de la torre
regeneradora. Una vez precalentada, la amina pasa al filtro de MDEA rica tipo
cartucho, con la finalidad de eliminar los sólidos y partículas de sulfuro presentes en
la solución de MDEA, formados por el ensuciamiento de la amina con el gas.
Una vez filtrada la solución continúa hacia la torre regeneradora. La amina rica
procedente del filtro es alimentada al tercer plato de la torre regeneradora la cuál
consta de 20 platos de los cuales los 18 de la parte inferior son para efectuar la
regeneración de la solución absorbente y en los dos restantes, fluye agua a
contracorriente con los gases ácidos con el fin de llevar a cabo el lavado de éstos y
evitar pérdidas de MDEA por arrastre. El gas ácido saturado con agua sale del domo
de la torre regeneradora fluyendo hacia el enfriador (condensador) donde se
disminuye la temperatura hasta unos 49 °C aproximadamente condensándose de
esta manera los vapores de agua. Una corriente de inhibidor de corrosión es
suministrada a la línea de alimentación del enfriador, con la finalidad de minimizar la
corrosión en este equipo.
La mezcla condensada de ácidos-agua, entran al acumulador de reflujo de la torre
regeneradora donde se lleva a cabo la separación de esta mezcla, los gases ácidos
son enviados a la planta de recuperación de azufre y el agua acumulada en este
16
Capítulo I Marco Teórico
recipiente, se retorna al plato superior de la torre regeneradora en forma de reflujo
siendo utilizado eliminar el calor de la parte superior de la columna, para que se
condensen los compuestos más pesados.
La solución MDEA regenerada que sale por el fondo de la torre, entra al rehervidor
que actúa como un plato más de la misma torre; la solución es enviada al rehervidor
con la finalidad de elevarle la temperatura produciéndose de esta manera los
vapores necesarios para el agotamiento de los ácidos, los cuales salen por la parte
superior del rehervidor retornándose a la torre regeneradora donde a contracorriente
con la solución de amina rica descendente la despojan de los gases ácidos.
El tanque de balance actúa como tanque de carga para las bombas de inyección de
metildietanolamina. En este tanque se tiene una alimentación de gas combustible
para mantener una presión interna constante y proporcionar una carga neta positiva
a las bombas. La amina pobre, es tomada del tanque de balance por las bombas de
amina tipo reciprocante de tres pistones, con el fin de mandar la solución al domo de
la columna absorbedora, la presión de descarga de las bombas es de 84.1 kg/cm 2,
en la descarga de las bombas se cuenta con un cartucho que sirve para inyectar
agente antiespumante, que controle la formación de espuma en la columna
absorbedora [7].
1.3
Alcanolaminas
Las alcanolaminas son solventes nitrogenados empleados para remover los gases
ácidos de la composición de gas natural mediante absorción química, esto se facilita
por su alta selectividad hacia los gases ácidos. Las alcanolaminas se clasifican en
tres grupos principales dependiendo del número de hidrógenos enlazados con el
nitrógeno. Las aminas primarias tienen la característica de tener enlazados dos
hidrógenos con el nitrógeno, en las aminas secundarias el hidrógeno se encuentra
enlazado a un hidrógeno y las terciarias carecen de hidrógenos enlazados con un
nitrógeno. En la Figura 1.5, se muestra la estructura de las alcanolaminas más
empleadas comercialmente en el endulzamiento de gas natural.
17
Capítulo I Marco Teórico
Figura 1.5 Estructura de alcanolaminas de mayor interés comercial empleadas en el
endulzamiento de gas natural [4].
La basicidad de las aminas es más fuerte dependiendo del número de hidrógenos
enlazados al nitrógeno, es por esto que las aminas primarias son bases más fuertes
que las secundarias y estas que las terciarias. Y cuanto mayor es la basicidad de la
amina, más fuerte es la selectividad con CO2 y H2S. Las plantas invierten
aproximadamente un 70 % del costo operativo en generación de la energía térmica
necesaria para romper la reacción de la amina con el gas ácido, por lo tanto, las
aminas que se liguen fuertemente al gas ácido tendrán un mayor costo de ruptura de
unión. Por esta razón es muy importante tener el conocimiento de la mezcla óptima
de las aminas para producir un solvente que tenga excelente capacidad de absorción
de CO2 y H2S y con superior calidad de regeneración.
18
Capítulo I Marco Teórico
Existen procesos que sustituyen el uso de soluciones acuosas de una alcanolamina
con soluciones acuosas de dos de ellas. Las mezclas de alcanolaminas para las
soluciones acuosas se emplean cuando se requiere incrementar alguna propiedad,
por ejemplo, mayor capacidad de absorción, tasas de reacción más altas y menor
cantidad de energía requerida para su regeneración. Un ejemplo es el uso de MDEA
en el proceso de endulzamiento de gas natural, este tipo de solución ha crecido de
forma importante, debido a sus propiedades favorables. Sin embargo, existen
desventajas con el uso de esta alcanolamina, por ejemplo su baja velocidad de
reacción con el CO2. Es por esto que desde hace algunos años, se adicionaron
Alcanolaminas primarias o secundarias, como MEA y DEA, para incrementar la
velocidad de reacción de las soluciones de MDEA, sin disminuir de manera
importante sus propiedades [4].
1.3.1 Comparación de aminas
Como se menciono anteriormente, la MDEA es una amina terciaria, es menos básica
y se puede utilizar en concentraciones permisiblemente más altas. En la Tabla 1.2,
se muestra cómo, para flujos idénticos, MDEA tiene una mayor capacidad de
reaccionar con el gas ácido porque puede ser utilizada en concentraciones mayores.
Esta ventaja es realzada por el hecho de que es también selectiva, reacciona con
todo el sulfuro de hidrógeno (H2S), y solamente una parte del CO2 [5].
Tabla 1.2 Valores reportados para operación con aminas
SOLVENTE
MEA
DEA
MDEA
Concentración %
15-20
20-30
35-50
Circulación solvente GPM
100
100
100
49.8
58.6
87.5
Capacidad acida mol/h del
retiro del gas
19
Capítulo I Marco Teórico
La selectividad del CO2 es del 50% a 200 psig y más alto en presiones más bajas. La
MDEA ha demostrado ser altamente selectiva para la absorción de H 2S cuando se
compara contra el CO2 dando por resultado incluso flujos más bajos de circulación y
un gas ácido de mayor calidad para reciclarla a la unidad de recuperación de azufre.
Entre MEA, DEA y MDEA, la MEA tiene una peor reputación relacionada con los
problemas de corrosión. Las plantas en donde se utiliza MEA, DEA y MDEA han
demostrado que la corrosión puede disminuir al mínimo bajo condiciones apropiadas
operación. Al menos basado en experiencia de la planta y datos de laboratorio, la
corrosión relativa de aminas se alinea como se muestra en la Tabla 1.3 [5].
Tabla 1.3 Valores reportados sobre corrosión
Solvente
Tarifa mpy de
Corrosión de C
(mm/yr)
MEA 30 %peso
32
0.81
DEA 50 %peso
25
0.63
MEA 15 %peso
13
0.33
DEA 20 %peso
8
0.20
MDEA 50 %peso
3
0.08
En donde:

mpy = mili pulgadas por año

mm/yr = milímetros por año
En resumen, en cuanto a las ventajas que tiene la MDEA, comparándola con otros
compuestos aminados se encuentran que:

Es selectiva hacia el H2S en presencia de CO2

Requerimientos de energía reducidos
20
Capítulo I Marco Teórico

Alta estabilidad térmica

No reacciona con los COS y CS2

Bajo potencial de degradación

No requiere ser cambiada constantemente debido a su baja volatilidad y alta
estabilidad

1.4
Presenta menores problemas de corrosión
Operaciones unitarias en el procesamiento de gas natural
En las operaciones gas-líquido, el propósito del equipo es permitir el contacto íntimo
de los dos fluidos, con el fin de que se lleve a cabo la difusión interfacial de los
componentes. La rapidez de la trasferencia de masa depende directamente de la
superficie interfacial expuesta entre las fases; por lo tanto, la naturaleza y grado de
dispersión de un fluido en el otro son de la mayor importancia. De modo general, el
equipo puede clasificarse según que su acción principal sea dispersar el gas o el
líquido, aun cuando en muchos aparatos las dos fases se dispersan.
1.4.1 Absorción y arrastre
La absorción es la operación unitaria en la que se eliminan uno o más componentes
de una corriente de gas al ser tomados, o absorbidos, por un líquido no volátil
(solvente). En este caso el solvente líquido debe agregarse como agente separador.
La absorción es uno de los métodos para eliminar el CO 2 en el gas natural y en los
gases de combustión, para que el este no entre a la atmosfera y contribuya al
calentamiento global (Socolow, 2005).
La absorción puede ser física o química. En el caso de absorción física, el gas se
elimina por tener mayor solubilidad en el solvente que otros gases. Un ejemplo es la
eliminación, con un aceite pesado, de butano y pentano (C 4 y C5) de una mezcla
gaseosa de refinería. En la absorción química, el gas que se va a eliminar reacciona
con el solvente y queda en solución. Un ejemplo es la eliminación de CO 2 y H2S por
reacción con NaOH, o con metildietanolamina (MDEA). Para las reacciones
21
Capítulo I Marco Teórico
reversibles el solvente se puede regenerar (en columnas de agotamiento o de
destilación). Así, con frecuencia se prefieren las reacciones reversibles.
En casos típicos, la absorción química tiene una relación de equilibrio mucho más
favorable que la absorción física (la solubilidad de la mayor parte de los gases suele
ser muy pequeña) por lo que con frecuencia se prefiere.
El arrastre es lo contrario de la absorción. En el arrastre, uno o mas componentes de
una corriente líquida se eliminan al ser evaporados y pasar a una corriente insoluble
de gas. En este caso, la corriente de gas (el agente de arrastre) se debe agregar
como agente separador. En el caso de la destilación, el agente separador es: el
calor.
La absorción y arrastre pueden manejarse como operaciones de etapas de equilibrio
con contacto de líquido y vapor. Como la destilación también es una operación de
etapas de equilibrio con contacto de líquido-vapor, cabe esperar que los equipos
sean bastante parecidos. Y eso es lo que sucede: tanto la absorción como el arrastre
se efectúan en torres empacadas y de platos.
Tanto en la absorción como en el arrastre se agrega una fase separada como agente
separador. Entonces las columnas son más sencillas que las de destilación, porque
en casos normales no se usa ni condensador ni vaporizador.
Es común que una planta tratadora de gases tenga columnas tanto de absorción
como de arrastre (en la cual se lleva a cabo la regeneración del solvente), como se
muestra en la Figura 1.6. En esta operación, el solvente se recircula en forma
continua. El intercambiador de calor calienta el solvente saturado para cambiar las
condiciones de equilibrio del sistema para que pueda arrastrarse el solvente. Una
forma muy común de tratamiento de gases es la que se usa para eliminar CO 2 y H2S
de gases de refinería o de gas natural. En este caso MEA u otros solventes
aminados disueltos en agua se usan como solvente y como gas de arrastre se usa
vapor de agua (Wankat, 2008).
22
Capítulo I Marco Teórico
Figura 1.6 Planta de tratamiento de gases (Wankat, 2008)
1.4.2 Destilación
La destilación es un método para separar los componentes de una solución; depende
de la distribución de las sustancias entre una fase gaseosa y una líquida y se aplica a
los casos en que todos los componentes están presentes en las dos fases. Esta
operación puede llevarse a cabo según 2 métodos principales, el primer método se
basa en la producción de vapor mediante la ebullición de la mezcla líquida que se
desea separar y la condensación de vapores sin permitir que el líquido retorne al
calderín. Es decir, no hay reflujo. El segundo, se basa en el retorno de una parte del
condensado a la columna, en condiciones tales que el líquido que retorna se pone en
contacto íntimo con los vapores que ascienden hacia el condensador (McCabe et al,
2001).
23
Capítulo I Marco Teórico
El objetivo principal de la destilación es separar una mezcla de varios componentes
aprovechando sus distintas volatilidades, o bien separar los materiales volátiles de
los no volátiles [8].
1.4.3 Destilación flash
La destilación instantánea o flash consiste en la vaporización de una fracción definida
del líquido, en una manera tal que el vapor que se forma esta en equilibrio con el
líquido residual, separando el vapor del líquido y condensado del vapor. La
alimentación se hace circular, por medio de la bomba a, a través del calentador b, y
se reduce la presión en la válvula c. Una íntima mezcla de vapor y líquido entra en el
separador d, en el que permanece suficiente tiempo para que se separen las
corrientes de líquido y vapor. Debido al gran contacto existente entre el líquido y el
vapor antes de su separación, las corrientes que salen de ambos están en equilibrio.
El vapor sale a través de la línea e y el líquido a través de la línea g. (McCabe et al,
2001). Ver Figura 1.7.
Figura 1.7 Equipo de destilación flash (McCabe et al, 2001).
24
Capítulo I Marco Teórico
La destilación flash se utiliza a gran escala en la refinación del petróleo, donde las
fracciones de petróleo se calientan en calderas tubulares y el fluido caliente se
somete a una destilación flash para obtener un vapor de cabeza y un líquido residual,
conteniendo ambas corrientes muchos componentes (McCabe et al, 2001).
1.4.4 Equipo típico de destilación
En una planta para destilación continua, el calderín se alimenta de forma continua
con una mezcla líquida que se desea destilar. El líquido se convierte parcialmente en
vapor mediante calor transmitido desde la superficie de calefacción.
El vapor formado en el calderín es más rico en el componente más volátil que el
líquido no vaporizado, pero excepto que los dos componentes tengan volatilidades
muy diferentes, el vapor contendrá cantidades sustanciales de ambos componentes,
de forma que si se condensa, el condensado distará mucho de ser un componente
puro.
El reflujo que entra por la parte superior de la columna con frecuencia está a la
temperatura de ebullición, pero si está frío, se calienta casi inmediatamente hasta su
temperatura de ebullición al ponerse en contacto con el vapor. En el resto de la
columna el líquido y el vapor están a sus temperaturas de ebullición y condensación,
respectivamente, y las temperaturas aumentan a medida que se desciende en la
columna debido al aumento de concentración del componente menos volátil y, en
algunos casos, a causa del aumento de presión.
El enriquecimiento del vapor se produce en cada etapa debido a que el vapor
procedente de una etapa tiene una menor concentración en el componente más
volátil que la del vapor que estuviese en equilibrio con el líquido que entra en dicha
etapa. Por ejemplo, considerando la etapa superior, el vapor que llega a esta etapa
es menos rico que el producto de cabeza y el reflujo, que tiene la misma composición
que el producto, tiene una composición del vapor en equilibrio que es todavía más
rica que el producto. Por tanto, el vapor que pasa a través de la etapa superior se
enriquecerá en el componente más volátil a expensas del líquido de reflujo. Esto
25
Capítulo I Marco Teórico
empobrece al reflujo en el componente más volátil, pero si las velocidades de flujo
están correctamente ajustadas, el líquido que desciende hacia la segunda etapa será
capaz de enriquecer también al vapor que llega a la misma. Por consiguiente, en
todas las etapas de la columna algo de componente más volátil se difunde desde la
fase líquida hacia la de vapor, con una correspondiente difusión del componente
menos volátil desde el vapor hacia el líquido. El calor de vaporización del
componente más volátil es suministrado por el calor de condensación del menos
volátil y la velocidad de flujo ascendente de vapor en la columna es
aproximadamente constante.
El enriquecimiento de la corriente de vapor al atravesar la columna en contacto con
el reflujo recibe el nombre de rectificación. No importa dónde se origine el reflujo con
tal de que su concentración en el componente más volátil sea suficientemente
grande para obtener el producto deseado. La fuente habitual del reflujo es el
condensado que sale del condensador. Parte del condensado se retira como
producto mientras que el resto se devuelve a la parte superior de la columna. A
veces el reflujo se genera mediante condensación parcial del vapor de cabeza; en
este caso el reflujo tiene una composición diferente de la del vapor que sale como
producto de cabeza. Siempre que no se forme un azeótropo, el vapor que llega al
condensador puede tener una pureza tan grande como se desee utilizando una torre
suficientemente alta y un reflujo elevado.
26
Capítulo I Marco Teórico
Figura 1.8 Equipo típico de destilación (McCabe et al, 2001)
Del calderín se retira el líquido que contiene la mayor parte del componente menos
volátil, debido a que, salvo que se forme un azeótropo, poca cantidad de este
componente sale con el producto de cabeza. El líquido procedente del calderín, que
recibe el nombre de producto de cola o simplemente cola, no es, sin embargo, un
producto prácticamente puro debido a que en el equipo de la Figura 1.8 no existe un
dispositivo para la rectificación de esta corriente (McCabe et al, 2001).
1.4.5 Destilación continua con reflujo (rectificación)
La destilación se puede llevar a cabo en la práctica por medio de cualquiera de dos
métodos principales. El primer método consiste en la producción de un vapor por
ebullición de la mezcla líquida que se va a separar en una sola etapa, para recuperar
y condensar los vapores. En este método no se permite que el líquido regrese al
destilador de una sola etapa y se ponga en contacto con los vapores que se
desprenden. El segundo método implica el retorno de una porción del condensado al
destilador. Los vapores se desprenden a través de una serie de etapas o platos, y
27
Capítulo I Marco Teórico
parte del condensado fluye hacia abajo a través de la serie de etapas o platos a
contracorriente con respecto a los vapores. A este último método se le llama
destilación fraccionada, destilación con reflujo o rectificación (Geankoplis, 2006).
1.4.6 Combinación de rectificación y agotamiento
En la planta descrita anteriormente en la Figura 1.8, la alimentación que entra en la
unidad lo hace en el calderín, no puede obtener un producto de cola prácticamente
puro debido a que el líquido del calderín no está sometido a rectificación. Esta
limitación se elimina introduciendo la alimentación en un plato de la parte central de
la columna. Así el líquido de alimentación desciende por la columna hacia el calderín
y está sometido a rectificación por el vapor que asciende desde el calderín. Puesto
que el líquido que llega al calderín está agotado en el componente A, el producto de
cola es el componente B casi puro.
En la Figura 1.9, se representa una columna típica de fraccionamiento continuo
equipada con los accesorios necesarios y que contiene secciones de rectificación y
agotamiento. La columna A se alimenta cerca de su parte central con un determinado
flujo de alimentación con una concentración definida. Supóngase que la alimentación
es un líquido a su temperatura de ebullición. El plato en el que se introduce la
alimentación recibe el nombre de plato de alimentación. Todos los platos por encima
del plato de alimentación constituyen la sección de rectificación, mientras que todos
los platos por debajo de la alimentación, incluyendo también el plato de alimentación,
constituyen la sección de agotamiento. La alimentación desciende por la sección de
agotamiento hasta el fondo de la columna, donde se mantiene un definido nivel del
líquido. El líquido fluye por gravedad hasta el calderín B, que es un vaporizador
calentado con vapor de agua que genera vapor y lo devuelve al fondo de la columna.
El vapor asciende por toda la columna. En un extremo del calderín hay un vertedero.
El producto de cola se retira por el vertedero del calderín y pasa a través del
enfriador G. Este enfriador también precalienta la alimentación mediante intercambio
de calor con las colas calientes.
28
Capítulo I Marco Teórico
Figura 1.9 Columna de fraccionamiento continuo con secciones de rectificación y
agotamiento (McCabe et al, 2001)
Los vapores que ascienden a través de la sección de rectificación se condensan
totalmente en el condensador C, y el condensado se recoge en el acumulador D, en
el que se mantiene un nivel definido. La bomba de reflujo F toma el líquido del
acumulador y lo descarga en el plato superior de la torre. Esta corriente de líquido
recibe el nombre de reflujo. Constituye el líquido que desciende por la sección de
rectificación que se requiere para interaccionar con el vapor que asciende. Sin el
reflujo no habría rectificación en esta sección de la columna y la concentración del
producto de cabeza no sería mayor que la del vapor que asciende del plato de
29
Capítulo I Marco Teórico
alimentación. El condensado que no es tomado por la bomba de reflujo se enfría en
el cambiador de calor E, llamado enfriador de producto, y se retira como producto de
cabeza. Si no se forman azeótropos, los productos de cabeza y cola pueden
obtenerse con cualquier pureza deseada si hay suficientes platos y se utiliza un
reflujo adecuado.
La planta que se representa en la Figura 1.9, con frecuencia se simplifica para
pequeñas instalaciones. En lugar del calderín puede instalarse un serpentín de
calefacción en el fondo de la columna y generar vapor desde la masa de líquido. Con
frecuencia el condensador se sitúa encima de la parte superior de la columna y se
suprimen el acumulador y la bomba de reflujo. En este caso el reflujo retorna por
gravedad al plato superior. Una válvula especial, llamada divisor de reflujo, puede
utilizarse para controlar el flujo de retorno del reflujo. El resto del condensado
constituye el producto de cabeza (McCabe et al, 2001).
1.5
Equipos para absorción y destilación
Para que el contacto entre el líquido y el vapor en la absorción y en la destilación sea
eficiente, muchas veces se usan torres de artesas o platos. El tipo más común de
dispositivo de contacto es el de platos perforados, Con frecuencia se elige una
columna de platos perforados en vez de una columna de relleno para evitar el
problema de la distribución del líquido en una torre de gran diámetro y disminuir la
incertidumbre en el cambio de escala. A continuación se describen más a detalle los
tipos de platos así como los rellenos para las torres.
1.5.1 Torres de platos
En las columnas de platos la operación se lleva a cabo en etapas. El plato va a
proporcionar una mezcla íntima entre las corrientes de líquido y vapor. El líquido
pasa de un plato a otro por gravedad en sentido descendente, mientras que el vapor
fluye en sentido ascendente a través de las ranuras de cada plato, burbujeando a
través del líquido.
30
Capítulo I Marco Teórico
Al plato se le exige que sea capaz de tratar las cantidades adecuadas de líquido y
vapor sin una inundación o un arrastre excesivos, que sea estable en su
funcionamiento y resulte relativamente simple en cuanto a instalación y
mantenimiento. También es importante conseguir que la caída de presión en el plato
sea mínima.
El número de platos necesarios para efectuar una separación dada vendrá
determinado por distintos factores, que se analizarán a continuación. Por lo general,
cuanto mayor sea el número de platos de la torre, mayor será la separación
conseguida.
Como se muestra en la Figura 1.10, se pueden encontrar diferentes tipos de platos:
A. Platos perforados: su construcción es muy sencilla, requiriendo la perforación
de pequeños agujeros en la bandeja.
B. Platos de capuchones: ha sido el plato más ampliamente utilizado, las
campanas están colocadas sobre unos conductos de subida.
C. Platos de válvulas: es un intermedio entre los de campanas de capuchones y
los platos perforados. La construcción es similar a los de campanas, cada
agujero tiene por encima una válvula que se eleva ante el paso del vapor.
Figura 1.10 Distintos tipos de platos: A. Plato perforado, B. Plato de capuchones y C.
Plato de válvulas [9].
Normalmente el tipo de plato más empleado es el plato perforado, debido
principalmente a su economía. Si se requiere una mayor flexibilidad entonces se hará
uso de los platos de válvulas; actualmente los platos de capuchones aparecen
31
Capítulo I Marco Teórico
únicamente en los casos en que es necesario controlar el tiempo de residencia para
que se dé una determinada reacción química o si el flujo de vapor es insuficiente y se
produce un goteo del líquido [9].
1.5.2 Torres empacadas
En las columnas de relleno la operación de transferencia de masa se lleva a cabo de
manera continua. La función principal del relleno consiste en aumentar la superficie
de contacto entre el líquido y el vapor, aumentar la turbulencia y por tanto mejorar la
eficacia [10].
A medida que aumenta el tamaño del relleno disminuye la eficiencia de la
transferencia de materia y aumenta la pérdida de carga, por tanto para determinar el
tamaño óptimo de éste habrá que llegar a un compromiso entre estos dos factores.
La selección del material de relleno se basa en criterios como resistencia a la
corrosión, resistencia mecánica, resistencia térmica y características de mojado.
Además, es necesario disponer un distribuidor de líquido en la parte superior de la
columna para asegurar que el líquido moje de manera uniforme todo el relleno y no
se desplace hacia las paredes. Se tienen varios tipos de relleno:

Al azar: este tipo de relleno es bastante económico y suelen ser de materiales
resistentes a la corrosión (metálicos, cerámicos o de plástico). Los más
empleados eran los anillos Rashig y las sillas o monturas Berl, pero ahora han
sido reemplazados por otros más eficientes como los anillos Pall, las monturas
Intalox y los anillos Bialecki (Figura 1.11).
Figura 1.11 Empaques al azar: metálicos, cerámicos y plásticos [10].
32
Capítulo I Marco Teórico

Estructurado: es bastante más caro por unidad de volumen que el relleno al
azar, pero ofrece mucha menos pérdida de carga por etapa y tiene mayor
eficiencia y capacidad (Figura 1.12).
Figura 1.12 Empaque estructurado [10].

Parrillas: estas también son colocadas sistemáticamente dentro de la
columna. Las aplicaciones de las parrillas están limitadas principalmente a
servicios de transferencia de calor y lavado y/o donde se requieran altas
resistencias a las incrustaciones.
1.6
Simulación de procesos
El uso de “modelos” en Ingeniería Química está consolidado, pero la utilización de
“modelos dinámicos” en vez de los “modelos en estado estacionario” es más
reciente. Esto refleja la existencia en el mercado de potentes paquetes de software
destinados a la simulación. El software actual posee herramientas matemáticas
sofisticadas, las cuales pueden solucionar tanto la condición inicial en estado
estacionario así como los cambios dinámicos.
En la industria química, las plantas piloto son utilizadas para ensayar nuevos
procesos (simulación física) antes de implementarlos en las plantas reales, es aquí
donde la simulación encuentra su primera aplicación ya que es capaz de proveer los
datos necesarios a un mínimo costo y sin riesgo.
33
Capítulo I Marco Teórico
Las técnicas o métodos de optimización están diseñadas para tomar la mejor
decisión requiriendo la menor cantidad de experimentos. La Figura 1.13, muestra
cómo se vinculan generalmente la optimización con la simulación para un sistema
dado.
Figura 1.13 Relación entre optimización y simulación
La simulación de procesos es una rama de la Ingeniería Química muy útil, tanto para
crear nuevos procesos como para modificar los ya existentes.
1.6.1 Aplicaciones de la simulación
El software de simulación actual es una técnica de resolución de problemas de forma
teórica y presenta las ventajas que se señalan a continuación:

Experimentación económica. Es posible estudiar procesos existentes de una
forma más rápida, económica y completa que en la planta real. La simulación
puede aumentar o reducir el tiempo real.

Extrapolación. Con un modelo matemático adecuado se pueden ensayar
intervalos extremos de las condiciones de operación, que pueden ser
impracticables o imposibles de realizar en una planta real.

Estudio de conmutabilidad y evaluación de otros planes de actuación. Se
pueden introducir nuevos factores o elementos de un sistema y suprimir otros
34
Capítulo I Marco Teórico
antiguos al examinar el sistema con el fin de ver si estas modificaciones son
compatibles. La simulación permite comparar distintos diseños y procesos que
todavía no están en operación y ensayar hipótesis sobre sistemas o procesos
antes de llevarlos a la práctica.

Repetición de experimentos. El software de simulación permite estudiar el
efecto de la modificación de variables y parámetros con resultados
reproducibles. En el modelo matemático se puede introducir o retirar a
voluntad un error, lo cuál no es posible en la planta real.

Control automático. La simulación constituye una importante ayuda material
para el estudio de los sistemas de control con lazos abiertos y cerrados.

Ensayo de sensibilidad. Se puede ensayar la sensibilidad de los parámetros
de costos y los parámetros básicos del sistema

Estudio de la estabilidad del sistema. Se puede examinar la estabilidad de
sistemas y subsistemas frente a diferentes perturbaciones (Himmelblau y
Bischoff, 1992).
1.6.2 Clasificación de los métodos de simulación
Es posible considerar a la tarea de simulación como aquella en la cuál se proponen
valores de entrada al simulador o programa de simulación para obtener resultados o
valores de salida que estimen el comportamiento del sistema real bajo esas
condiciones.
Las herramientas de simulación pueden clasificarse según diversos criterios, por
ejemplo, si maneja variables estocásticas o determinísticas, variables cuantitativas o
cualitativas, según el tipo de procesos (batch o continuo), si involucra el tiempo
(estacionario o dinámico), etc.

Simulación cualitativa. Tiene por objeto principalmente el estudio de las
relaciones causales y las tendencias temporales de un sistema, asi como la
propagación de perturbaciones a través de un proceso dado.
35
Capítulo I Marco Teórico

Simulación cuantitativa. Es aquella que describe numéricamente el
comportamiento de un proceso, a través de un modelo matemático del mismo.
Para ello se procede a la resolución de los balances de balance, materia y
cantidad de movimiento, junto a las ecuaciones de restricción que imponen
aspectos funcionales y operaciones del sistema.
La simulación cuantitativa abarca principalmente la simulación en estado estacionario
y la simulación en estado dinámico.

Simulación en estado estacionario. Implica resolver los balances de un
sistema no involucrando la variable temporal, por lo que el sistema reflejara en
modelo los cambios de las variables de interés con las coordenadas
espaciales (modelos o parámetros distribuidos).

Simulación dinámica. Plantea los balances en su dependencia con el tiempo,
ya sea para representar el comportamiento de equipos batch, o bien para
analizar la evolución que se manifiesta en la transición entre dos estados
estacionarios para un equipo o una planta completa.
1.7
Simulador Aspen Plus
En 1970 los investigadores del laboratorio de energía del MIT’s desarrollaron un
prototipo de laboratorio para simulación de procesos. Lo llamaron Sistema Avanzado
de Ingeniería de Procesos (ASPEN). Este software ha sido comercializado desde
1980 por la fundación de una empresa denominada AspenTech.
AspenTech es ahora una compañía pública que emplea a miles de personas en todo
el mundo y ofrece una completa solución integrada a los procesos químicos
industriales.
Este sofisticado paquete de software puede ser utilizado en casi todos los aspectos
del proceso en la etapa de diseño, de ingeniería de costos y análisis de rentabilidad.
36
Capítulo I Marco Teórico
La Figura 1.14, muestra los modelos de archivo (1) incorporados para columnas de
destilación, separadores, intercambiadores de calor, reactores, etc., los cuales
pueden ser personalizados configurando las propiedades para un proceso específico
y de esta manera ampliar sus modelos de archivo.
Figura 1.14 Modelos disponibles en la ventana de trabajo de Aspen Plus
Estos modelos de usuario (2) se crean con Subrutinas Fortran u hojas de cálculo
Excel y se añaden al modelo de archivo, utilizando Visual Basic se agregan las
formas de entrada para el usuario con los requerimientos de los modelos una vez
que se ha incorporado: una base de datos, las propiedades termodinámicas y los
parámetros físicos.
1.7.1 Modelos de columnas en Aspen Plus 11.1
Existen varios modelos de columnas en Aspen Plus para simular en estado
estacionario una destilación. En la Tabla 1.4, se muestran los nueve modelos
disponibles:
Tabla 1.4 Modelos de columnas en Aspen Plus
Modelo
DSTWU
Distl
RadFrac
Descripción
Acceso directo para diseño de columnas de destilación
Acceso directo para la estimación de columnas de
destilación
Modelo riguroso de destilación
37
Capítulo I Marco Teórico
Extract
Modelo riguroso de extracción líquido-líquido
MultiFrac
Modelo riguroso de destilación para columnas complejas
SCFrac
Acceso directo para destilación de petróleo
PetroFrac
Modelo riguroso para destilación de petróleo
RateFrac
Modelo basado en la velocidad de destilado
BatchFrac
Modelo riguroso para destilación batch
Para simular una columna, la elección del modelo depende del tipo de proceso y del
caso de estudio a tratar, de si lo que se quiere es efectuar un estudio riguroso o
simplemente preliminar y depende así mismo del volumen de resultados que se
deseen obtener una vez ejecutada la simulación.
El modelo DSTWU está basado en el método Winn-Underwood-Gilliland, tiene como
propósito determinar el reflujo mínimo, el número mínimo de etapas, y ya sea la
relación de reflujo real o número real de las etapas. Se usa para una alimentación y
la salida de dos corrientes de productos.
El modelo Distl, de destilación se basa en el método de Edmister, tiene como
propósito determinar la separación basado en la relación de reflujo, número de
etapas, así como también la relación de destilado. Se usa para columnas con una
alimentación y dos corrientes de producto.
El modelo RadFrac de columna de destilación es bastante más riguroso que los
basados en Underwood-Fenske o similares y más sencillo que los usados para
destilaciones
de
crudo;
pero
tiene
el
suficiente
rigor
para
destilaciones
convencionales [11].
El modelo Extract es usado para el proceso de extracción líquido-líquido, tiene como
propósito el diseño de columnas en contracorriente.
El modelo MultiFrac es aplicado para simular columnas de fraccionamiento
complejas, columnas para separación de aire, refinación de petróleo, etc.
38
Capítulo I Marco Teórico
El modelo SCFrac utiliza un método corto para el cálculo de unidades en el
fraccionamiento de petróleo, se usa en columnas complejas de crudo y torres de
vacío.
El modelo PetroFrac es aplicado a la refinación y fraccionamiento de petróleo así
como también en torres preflash, en unidades de crudo atmosférico, en unidades al
vacío, etc.
El modelo RateFrac se basa en la velocidad de destilado, es un diseño basado en
estados de equilibrio.
El modelo BatchFrac se aplica en la destilación discontinua, es un riguroso modelo
para simular columnas de destilación batch multietapas (Aspen Technology, 2001).
39
Capítulo II Metodología
2 Capítulo II
Metodología
40
Capítulo II Metodología
En esta sección se describe la metodología desarrollada en el presente trabajo, tal
como se muestra en la Figura 2.1. Este capítulo básicamente está compuesto por
tres etapas:

Especificaciones del diagrama de proceso

Especificaciones de los componentes y condiciones de alimentación

Condiciones de operación
Figura 2.1 Diagrama de bloques de la metodología planteada
41
Capítulo II Metodología
2.1
Interfaz de Aspen Plus 11.1
Para abrir un diagrama esquemático en blanco, el primer paso es ejecutar “Aspen
Plus User Interface”, lo cuál abrirá la ventana mostrada en la Figura 2.2. Se
selecciona el campo “Blank Simulation” (1) y se pulsa el botón “OK”, (2), en caso de
ya tener desarrollado recientemente un archivo de simulación se puede abrir desde
“Open an Existing Simulation”.
1
2
Figura 2.2 Ventana de inicio Aspen Plus
En este caso se inicia abriendo una simulación nueva, en la Figura 2.3, se muestra la
ventana de trabajo “Process Flowsheet Window”. En la parte superior se encuentra la
barra de menú (1) la cuál contiene opciones para especificar los componentes de
cada corriente así como las condiciones de operación, ver resultados, etc; en la parte
inferior se encuentran una serie de pestañas (2) las cuales incluyen los equipos que
se utilizarán para la realización del diagrama de proceso en el área de trabajo (3) y
en la esquina inferior izquierda se encuentran las líneas de alimentación para
conectar los equipos (4).
42
Capítulo II Metodología
1
3
4
2
Figura 2.3 Diagrama esquemático en blanco
2.2
Desarrollo del diagrama de proceso de endulzamiento de gas natural
Una planta de endulzamiento de gas natural, está compuesta por varios equipos
(columnas, tanque flash, intercambiadores de calor, válvulas, bombas, etc.), además
de las corrientes a través de las cuales se transportan materiales de un equipo a
otro.
Para la construcción del diagrama de proceso, se da un clic en la pestaña de
columnas, posteriormente se selecciona el modelo RadFrac (1) lo cuál desplegará un
menú como el que se muestra en la Figura 2.4, este contiene varios tipos de
columnas evaporadores, rectificadores y absorbentes. Como muestra en la Figura
2.5, se selecciona el tipo ABSBR1 (2) para la columna absorbedora y se hace clic
sobre el área de trabajo para insertarla.
43
Capítulo II Metodología
2
1
Figura 2.4 Selección de la columna de absorción
Figura 2.5 Icono de la columna absorbedora en el área de trabajo
44
Capítulo II Metodología
Posteriormente se selecciona de igual manera la columna tipo STRIP1 por tratarse
de una columna sin condensador (columna regeneradora de MDEA) y se hace clic en
el área de trabajo. En este caso el condensador de la columna es un intercambiador de
calor añadido por separado. Ya que se requiere un modelo más riguroso en cuanto a la
transferencia de calor en el sistema.
Para esto se elige la sección “HeatExchangers” de la barra de modelos (1) que se
encuentra en la parte inferior del espacio de trabajo, se da un clic al modelo Heater
(2) y aparecen varios tipos, para este proceso se utilizara el tipo HEATER (3) el cuál
finalmente es insertado en el área de trabajo y aparece el icono del intercambiador
de calor (4), como se muestra en la Figura 2.6. Es necesario insertar otro igual para
enfriar la corriente superior que es alimentada a la columna de absorción, esta vez
solo es necesario hacer clic nuevamente en el área de trabajo. En la Figura 2.7, se
muestra el enfriador una vez colocado en el área de trabajo.
4
3
2
3
1
Figura 2.6 Selección del intercambiador de calor (condensador)
45
Capítulo II Metodología
Figura 2.7 Colocación del enfriador de amina
Siguiendo con la estructura del proceso a continuación se añade un tanque que
servirá como acumulador de reflujo para separar la fase liquida (agua condensada)
de la corriente de gases ácidos, haciendo clic en la pestaña “Mixers/Splitters”
aparecerán varios modelos, se elige el modelo “Mixer” (1), esto despliega un menú
donde aparecen varios tipos, se selecciona el tipo “TANK” (2) y se coloca en el área
de trabajo (3); en la Figura 2.8, se muestra el procedimiento para su colocación en el
diagrama de proceso.
46
Capítulo II Metodología
3
2
1
Figura 2.8 Selección y colocación del acumulador de reflujo
También, es necesario un mezclador el cuál servirá como tanque de balance en
donde se mezclan la amina regenerada y la amina de reposición. Para ello se
selecciona el tipo “TRIANGLE” (1) y se insertada en el área de trabajo como se
muestra en la Figura 2.9.
47
Capítulo II Metodología
1
Figura 2.9 Selección y colocación del mezclador
Una vez que la amina ha absorbido los gases ácidos en la columna de absorción, la
corriente liquida pasa a un tanque de flasheo para eliminar hidrocarburos y parte de
los gases ácidos. Para esto se selecciona la pestaña “Separators” y haciendo clic a
la opción “Flash2” (1) por tratarse de un tanque tipo flash con dos salidas
(vapor/líquido), se despliega el menú con los iconos correspondientes, se selecciona
“H-DRUM” (2) el cuál corresponde a un cilindro horizontal y se coloca en el área de
trabajo (3) como se muestra en la Figura 2.10.
48
Capítulo II Metodología
3
1
2
Figura 2.10 Selección y colocación del tanque de flasheo
La corriente líquida proveniente del tanque flash, pasa al intercambiador amina
rica/amina pobre, por lo que en la pestaña “HeatExchangers” se selecciona la opción
“HeatX” (1) y del menú de iconos se escoge “SIMP-HT” (2) y se inserta en el área de
trabajo (ver Figura 2.11).
49
Capítulo II Metodología
2
1
Figura 2.11 Selección del intercambiador de calor amina rica/pobre
Los últimos equipos, como se muestra en la Figura 2.12, se seleccionan de la
pestaña “PressureChangers” (1): dos bombas “Pump” (2) y una válvula “Valve” (3)
los cuales tendrán como función:

1a bomba (de alta presión): amentar la presión de entrada de la amina pobre al
domo de la columna absorbedora.

2a bomba (de reflujo): aumentar la presión y alimentar la corriente de
condensados a la columna regeneradora de MDEA.

Válvula (de nivelación): disminuir la presión de la corriente de MDEA rica en
gases ácidos antes de su entrada al separador (dado que la regeneración de
amina es favorecida por bajas presiones y altas temperaturas).
50
Capítulo II Metodología
1
3
2
Figura 2.12 Selección de bombas y válvula
Una vez que se han seleccionado todos los equipos y accesorios necesarios en el
proceso, el siguiente paso es añadir las líneas de flujo para conectarlos. Esto se
logra seleccionando en la parte inferior izquierda el recuadro “Material STREAMS” (1)
y moviendo el cursor hasta el diagrama esquemático, una serie de flechas
aparecerán, mostrando todos las corrientes posibles en los que un flujo de material
puede ser ubicado como de entrada o de salida de cada unidad como se muestra en
la Figura 2.13. Se puede apreciar que hay conexiones rojas (entrada o salida
requerida, puede ser una o más) y azules (flujos opcionales).
51
Capítulo II Metodología
1
Figura 2.13 Selección de flujo de material y opciones posibles para cada equipo
Para trazar las líneas de flujo solo es necesario hacer clic sobre la corriente
deseada, lo cuál hará que aparezca una recta como en la Figura 2.14, esta se podrá
llevar hasta otra flecha de otro bloque, haciendo clic sobre ella (interconexión entre
dos bloques) o a cualquier punto del diagrama de proceso fuera de todos los bloques
para indicar corriente de alimentación al bloque o corriente de producto.
52
Capítulo II Metodología
Figura 2.14 Flujo de salida e interconexión de bloques
Una vez que se han agregado todos los flujos a los equipos y accesorios como
muestra la Figura 2.15, haciendo “clic derecho” se cancela la acción de agregar más
flujos, en este punto el diagrama esquemático de la planta de endulzamiento de gas
se ha configurado y el siguiente paso es cambiar el nombre de equipos, accesorios y
corrientes de flujo con la finalidad de mantener un registro de identidad de cada uno
de los componentes.
53
Capítulo II Metodología
Figura 2.15 Diagrama final con todas las conexiones
Para cambiar el nombre de un bloque, se hace clic en su icono y a continuación un
“clic derecho” para obtener un menú despegable, seleccionando la opción “Rename
Block” aparece la ventana que se muestra en la Figura 2.16, se escribe el nombre
que se desee asignar y listo, el mismo procedimiento se utiliza para cambiar el
nombre a los flujos.
Figura 2.16 Ventana para cambiar nombre a un bloque
54
Capítulo II Metodología
Una vez completado el diagrama de proceso de endulzamiento de gas, se pulsa el
botón "Next" de la barra de herramientas (representado por
), esto va a abrir
la ventana mostrada en la Figura 2.17, la cuál señala que el diagrama esquemático
se ha completado y da la opción de acceder a la siguiente pantalla para proporcionar
las especificaciones restantes sobre las entradas, se debe hacer clic en “Aceptar” (1).
1
Figura 2.17 Mensaje de diagrama esquemático completo
2.3
Especificación de propiedades y componentes químicos
El panel de configuración mostrado en la Figura 2.18, se utiliza para examinar todos los
aspectos de la simulación, se emplea para especificar los componentes, establecer las
propiedades físicas, especificar los parámetros de los equipos, y especificar las
propiedades de los diversos flujos (por ejemplo: caudal, composición, temperatura y
presión). Antes de comenzar con las especificaciones del proceso, se debe asignar el
nombre de la simulación (1) y por debajo de esta se encuentran dos pestañas en donde
se especifican las unidades que se utilizarán (2).
55
Capítulo II Metodología
1
2
Figura 2.18 Panel de configuración
El siguiente punto es indicar las propiedades que se mostraran para todos los flujos.
Los valores por defecto no incluyen las composiciones en fracciones molares, las
cuales serán muy útiles en este caso de estudio.
Para incluir fracciones molares en la lista de propiedades de flujo, se debe hacer clic
en el último punto relativo a la configuración de la lista a la izquierda de la ventana,
en la etiqueta “Report Options” (1). Se abrirá la ventana mostrada en la Figura 2.19.
Se selecciona “Stream” (2) en la pestaña de la página y se habilita la opción “Mole”
(3) dentro de la columna “Fraction basis” en el centro de la ventana.
56
Capítulo II Metodología
2
1
3
Figura 2.19 Especificación de fracciones molares
Para seleccionar los componentes químicos se hace clic sobre “Components” (1) a la
izquierda de la ventana de datos del navegador. Esto abrirá la ventana que se
muestra en la Figura 2.20, al hacer clic en el botón “Find” (2) en la parte inferior de la
ventana se abre otra ventana, en la cuál se debe escribir el nombre o formula
química del componente, por ejemplo: “methane” (3) y haciendo clic en “Find now”
(4) de inmediato una lista de componentes se abre en la parte inferior de la ventana.
De esta lista se selecciona el componente (5) y se da clic en “Add” (6) para
agregarlo.
57
Capítulo II Metodología
4
3
1
2
5
6
Figura 2.20 Especificaciones de los componentes químicos
En la Tabla 2.1, se muestra la lista de los componentes que se deben especificar así
como sus respectivas formulas moleculares y nombres en inglés (ya que este es el
idioma manejado en el programa) para su fácil localización. De la misma manera
como se agregó el primer compuesto (metano), se seleccionan y agregan cada uno
de los componentes. En la Figura 2.21, se muestra la ventana cuando todos los
componentes han sido seleccionados.
Tabla 2.1 Lista de componentes
COMPONENTE
NOMBRE (INGLES)
FORMULA
Metano
METHANE
CH4
Etano
ETHANE
C2H6
Propano
PROPANE
C3H8
I-Butano
ISOBUTANE
C4H10-2
58
Capítulo II Metodología
N-Butano
N-BUTANE
C4H10-1
I-Pentano
2-METHYL-BUTANE
C5H12-2
N-Pentano
N-PENTANE
C5H12-1
N-Hexano
N-HEXANE
C6H14-1
Agua
WATER
H2O
Ácido Sulfhídrico
HYDROGEN-SULFIDE
H2S
Bióxido De Carbono
CARBON-DIOXIDE
CO2
Nitrógeno
NITROGEN
N2
MDEA
METHYL-DIETHANOLAMINE
C5H13NO2
Figura 2.21 Lista de componentes seleccionados
Ahora está lista la hoja de trabajo para seleccionar el conjunto de propiedades físicas
o método termodinámico. Haciendo clic en propiedades “Properties” (1), se
desplazan debajo de este una serie de opciones de las cuales se selecciona;
especificaciones “Specifications” (2) en el lado izquierdo de la ventana como se
indica en la Figura 2.22, esto abrirá el menú “Global” (de lado derecho de la
ventana). En la casilla “Process type” (3) se selecciona la opción “GASPROC”
59
Capítulo II Metodología
(procesamiento de gas) y en “Base method” (4) se selecciona “PRHMV2” (ecuación
de estado de Peng-Robinson con modificaciones de Huron Vidal), por ser el modelo
más adecuado para realizar la simulación.
Es importancia señalar que los diferentes paquetes de las propiedades físicas se
pueden utilizar en diferentes unidades de operación en un mismo diagrama
esquemático (ventana de simulación).
3
4
1
2
Figura 2.22 Especificación de las propiedades físicas
2.4
Especificación de las propiedades de flujo
Para llevar a cabo la simulación, se decidió abrir el ciclo en la sección de mezclado
(1) y tratar la alimentación a la columna absorbedora como recirculación de la
solución recuperada (MDEA) en la columna de regeneración (ver Figura 2.23). Esto
también, con el fin de analizar las pérdidas de solución por arrastre en los equipos y
cantidad total de solución regenerada.
60
Capítulo II Metodología
1
Figura 2.23 Modificación en el diseño del diagrama de flujo
Para comenzar con las especificaciones tal como se muestra en la Figura 2.24, se
selecciona en el menú izquierdo la opción “Streams” (1) y se busca “GH-AMARG” (2)
el cuál corresponde a la alimentación de gas húmedo amargo a la columna de
absorción, y en esta ventana se especifican las condiciones de dicha corriente. La
planta de endulzamiento, procesa 90 MMPCD (millones de pies cúbicos por día), el
cuál entra por el fondo de la columna absorbedora a una temperatura de 35 °C y 84.1
kg/cm2 de presión, se selecciona “Mole-Frac” (3) y se introducen los valores
correspondientes a la composición de cada componente presente en el gas.
61
Capítulo II Metodología
1
3
2
Figura 2.24 Condiciones de entrada y composición de la corriente de gas húmedo
amargo
Ya que se asume que el gas húmedo amargo proviene de un separador bifásico
(para remover algo de líquido antes de su ingreso al absorbedor) se debe hacer clic
en la pestaña “Flash Options” y seleccionar como fases válidas para esta corriente
“vapor-only” (ver Figura 2.25).
Figura 2.25 Especificación de fases válidas
62
Capítulo II Metodología
Para comenzar a correr la simulación, se debe especificar también la alimentación de
MDEA (1) al 50% en peso “Mass-Frac” (2), a una temperatura de aproximadamente
50 °C con una presión de 1.75 kg/cm2. Ya que en esta columna se lleva a cabo el
tratamiento de la corriente de gas natural amargo, es importante determinar el caudal
de MDEA y condiciones de la columna que satisfagan las especificaciones
planteadas:

Cantidad de gases ácidos en la corriente de gas dulce < 1 %mol

Contenido de H2S ≤ 50 ppm
Para determinar las condiciones de operación se realizó un diseño de experimentos
numéricos para obtener una malla o superficie de respuesta mediante el programa
NCSS con los datos mostrados en la Tabla 2.2.
Tabla 2.2 Condiciones propuestas para determinar mediante simulación, las
condiciones de operación del absorbedor
Presión Operación kg/cm2
No. de
Iteraciones
Flujo
de
MDEA
(kmol/h)
500
525
550
575
600
600,000
1
2
3
4
5
650,000
6
7
8
9
10
700,000
11
12
13
14
15
750,000
16
17
18
19
20
800,000
21
22
23
24
25
850,000
26
27
28
29
30
900,000
31
32
33
34
35
950,000
36
37
38
39
40
1,000,000
41
42
43
44
45
En la Figura 2.26, se muestra como se deben ingresar los datos de esta corriente en
el simulador.
63
Capítulo II Metodología
Figura 2.26 Condiciones de entrada de corriente MDEA
2.5
Especificación de parámetros en los equipos
Todos los parámetros de cada uno de los equipos deben ser especificados, para ello
es necesario seleccionar la opción “Blocks” en el menú izquierdo, al desplegarse la
lista de todos los bloques utilizados sólo se debe hacer clic al bloque que se desea
configurar. A continuación se explica la metodología para especificar las condiciones
de operación de los equipos y accesorios utilizados.
2.5.1 Columna de absorción
Tal como muestra la Figura 2.27, la ventana para especificar los parámetros de la
columna contiene cuatro pestañas, las cuales son configuración (1), corrientes o
flujos (donde se indicará en que etapa se introdujeron las diferentes corrientes),
presión de operación y por último la pestaña de condensador. Esta columna cuenta
con 20 etapas, no tiene condensador ni rehervidor y las fases manejadas en esta
64
Capítulo II Metodología
columna son vapor-líquido. Se debe especificar convergencia “Petroleum/Wideboiling” (petróleo, amplio intervalo de ebullición).
1
Figura 2.27 Configuración de la columna de absorción
El gas amargo es alimentado por el fondo de la torre absorbedora para ponerse en
contacto a contracorriente con la solución metildietanolamina regenerada (MDEA
pobre), misma que es alimentada por el primer plato de la torre, esto se especifica en
la pestaña “Streams” (1) como se muestra en la Figura 2.28.
1
Figura 2.28 Especificación de etapas de alimentación a la columna
65
Capítulo II Metodología
La pestaña siguiente es la presión, al hacer clic se abre la ventana mostrada en la
Figura 2.29, en ella se selecciona la presión de la primera etapa, perfil de presiones y
caída de presión. Esta columna opera a 500 psig (35.2 kg/cm 2) o presiones mayores,
por lo que como se indico en la Tabla 2.2, se realizaron diversas simulaciones para
obtener una malla de simulación donde se indique cuales son las condiciones de
operación mas favorables.
Figura 2.29 Especificación de presión en la columna
2.5.2 Tanque de flasheo
La solución rica en gases ácidos proveniente del fondo de la torre absorbedora se
alimenta al tanque de desorción (o de flasheo) con el fin de eliminar los hidrocarburos
líquidos y parte de los gases ácidos retenidos por la MDEA que por efecto de presión
se encuentren disueltos en esta solución. Los hidrocarburos producidos se usan
como combustible o se mandan a quemar. Este tanque normalmente opera a 5.3
kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la presión del absorbedor es arriba de 35.2 kg/cm2
(500 psig).
66
Capítulo II Metodología
En este tanque únicamente se manipuló la presión, por lo qué como indica la Tabla
2.3, se trabajó con un rango de presiones para determinar el efecto de este
parámetro en el gas de flasheo y así determinar la presión a la cuál será más
favorable operarlo.
Tabla 2.3 Presiones de prueba para el tanque flash
Presión
% H2S
% CO2
Caudal
4.1
X1
Y1
Z1
4.3
X2
Y2
Z2
4.5
X3
Y3
Z3
4.7
X4
Y4
Z4
4.9
X5
Y5
Z5
5.1
X6
Y6
Z6
5.3
X7
Y7
Z7
5.6
X8
Y8
Z8
5.9
X9
Y9
Z9
6.2
X10
Y10
Z10
En la Figura 2.30, se muestra la ventana para especificar las condiciones de
operación del block “FLASH” correspondiente al tanque de flasheo.
Figura 2.30 Especificaciones de tanque flash
67
Capítulo II Metodología
2.5.3 Intercambiador de calor amina rica/pobre
Reduce la temperatura de la amina pobre que sale de la columna regeneradora y
aumenta la temperatura de la amina rica que va a entrar a regeneración, se elige la
opción “Shortcut” (1), ya que para fines prácticos únicamente es de interés la
temperatura de salida de la corriente fría (la cuál va a entrar a regeneración), esta se
ajusta a 95 °C tal como se indica en la Figura 2.31.
1
Figura 2.31 Especificación de temperatura del intercambiador de calor
2.5.4 Columna regeneradora de MDEA
Tal como muestra la Figura 2.32, esta columna consta de 20 platos, no tiene
condensador, utiliza un rehervidor kettle, sus fases válidas son vapor-líquido y se
ajusta en convergencia “Petroleum/Wide-boilling”. También, es necesario determinar
“Bottoms rate” (caudal de fondos de la columna), que para este caso se ajusta a un
flujo idéntico del que haya sido seleccionada en la corriente MDEA (ajustar a
952,000) en kmol/h ya que se busca recuperar la mayor cantidad posible de
absorbente.
68
Capítulo II Metodología
Figura 2.32 Configuración de la columna regeneradora de MDEA
La amina rica precalentada es alimentada al plato No. 3 de la torre regeneradora y la
corriente procedente del acumulador de reflujo es alimentada al primer plato, para
indicar esto se sigue la misma metodología realizada en la columna absorbedora.
Considerando una caída de presión de 0.05 kg/cm 2, se realizó un análisis en este
equipo del efecto presión/temperatura que tiene sobre el sistema. Por lo cuál se tomo
un rango desde 0.3 kg/cm2 hasta la unidad, con la finalidad de completar la Tabla 2.4.
Tabla 2.4 Presiones de operación propuestas para la columna regeneradora
Presión kg/cm2
Temperatura °C
MDEA
regenerada
0.3
T1
F1
0.35
T2
F2
0.4
T3
F3
0.45
T4
F4
0.5
T5
F5
0.55
T6
F6
69
Capítulo II Metodología
0.6
T7
F7
0.65
T8
F8
0.7
T9
F9
0.75
T10
F10
0.8
T11
F11
0.85
T12
F12
0.9
T13
F13
0.95
T14
F14
1
T15
F15
2.5.5 Mezclador y acumulador de reflujo
Por tratarse de bloques “Mixers/Splitters”, se configuran de la misma manera,
únicamente especificando la presión de mezclado como se muestra en la Figura
2.33. Para el mezclador “MEZC” se trabaja a 10 kg/cm 2 y el acumulador de reflujo
“AC-R” se deja en blanco (aparecerá un cero) por default se ajustara la presión de
este a la de la corriente que lo alimenta.
Figura 2.33 Configuración de mezclador y acumulador de reflujo
70
Capítulo II Metodología
2.5.6 Intercambiadores de calor (condensador y enfriador)
Tal como se muestra en la Figura 2.34, los parámetros a especificar son: presión y
temperatura de operación. El condensador (bloque ”COND”) opera a 49.9 °C y 0.7
kg/cm2 de presión y el enfriador “ENFRIAD” a 40 °C y 10 kg/cm2 de presión.
Figura 2.34 Configuración de los intercambiadores de calor
2.5.7 Bombas y válvula
El siguiente paso consiste en especificar los parámetros de las bombas, como se
sabe son máquinas hidráulicas que transforman la energía mecánica en energía
cinética del fluido que mueve; una bomba se utiliza para aumentar la presión de un
líquido añadiendo energía al sistema hidráulico, para mover el fluido de una zona de
menor presión a otra de mayor presión. Con esta finalidad se configura la bomba
para reflujo (block “B-REF”), seleccionando un aumento de presión (1) de la corriente
a 1 kg/cm2. Y ya que es necesaria una presión de alimentación alta a la columna de
absorción, en la bomba “B-AP” se habilita la casilla que especifica la presión de
descarga de la corriente (2), y se ajusta a 84.1 kg/cm 2 como se muestra en la Figura
2.35.
71
Capítulo II Metodología
2
1
Figura 2.35 Configuración de las bombas
Por último se especifican las condiciones a las que opera la válvula utilizada en este
proceso. Una válvula es un dispositivo mecánico con el cuál se puede iniciar, detener
o regular la circulación del paso de líquidos o gases mediante una pieza móvil que
abre, cierra u obstruye en forma parcial uno o más orificios o conductos. En este
caso, se utiliza una válvula de nivelación en la línea de flujo de la amina, que cumple
la función de disminuir la presión hasta 5 kg/cm2 como se especifica en la Figura
2.36.
72
Capítulo II Metodología
Figura 2.36 Configuración de la válvula
2.6
Ejecución de la simulación en estado estacionario
Cualquier proceso en estado estacionario no varía con el tiempo y los balances de
materia son iguales en la entrada como en la salida.
Una vez colocados los equipos, accesorios e introducido las variables del proceso
se procede a correr la simulación para esto se da clic en el botón “Next”
(1). Si
alguna información es necesaria, el programa va a ir a su ubicación en la ventana y
mostrara un símbolo rojo. Si todo está listo para calcular se publica el mensaje que
se muestra en la Figura 2.37, por lo que debe de hacer clic en aceptar (2).
73
Capítulo II Metodología
1
2
Figura 2.37 Mensaje de ejecución de la simulación
Después de correr la simulación, si algún parámetro ha sido introducido de forma
incorrecta (no converge), las especificaciones de equipo no se cumplen o
simplemente no se puede llevar a cabo la simulación debido a errores de algún tipo,
una ventana coma la mostrada en la Figura 2.38 lo indica. Desplegando la opción
“Blocks” (1), se mostraran los bloques en los cuales se ha presentado un error (2),
algún aviso o “Warnings” (3) y también qué bloques se han ejecutado correctamente
(4). Haciendo clic el símbolo “Status” (5) se obtienen detalles de errores si es que los
hay.
74
Capítulo II Metodología
1
2
5
3
4
Figura 2.38 Ventada de estado con errores en la simulación
Una vez que se han hecho ya sea las pruebas o cálculos para corregir los errores
presentados y llevando a cabo nuevamente la simulación, la venta de estado
mostrada en la Figura 2.39 debe indicar que la simulación se llevó a cabo con
normalidad.
Figura 2.39 Ventana de estado sin errores en la simulación
75
Capítulo III Resultados
3 Capítulo III
Resultados
76
Capítulo III Resultados
En este capítulo se describen los resultados obtenidos de la simulación en estado
estacionario del proceso de endulzamiento de gas natural, tales como: Contenido de
gases ácidos en la mezcla tratada, cantidad de H2S y CO2 removido, pérdida de
MDEA por arrastre, así como también el análisis del comportamiento de este proceso
en un rango de presiones y flujos.
3.1
Condiciones de operación del absorbedor
Al realizar el estudio, de cómo la presión de operación de la columna y el cambio de
flujo de la amina utilizada, interviene en la cantidad de gases ácidos removidos, y por
lo tanto en la cantidad del gas natural, Se graficó la superficie de respuesta para
estas condiciones.
La Tabla 3.1, muestra las concentraciones de H2S en el gas dulce una vez que se
han realizado todas las iteraciones en las condiciones propuestas para la columna
absorbedora. La zona con sombreado amarillo es la que satisface los requerimientos
de calidad establecidos.
Tabla 3.1 Contenido de H2S en gas dulce (simulaciones en el absorbedor)
Presión Operación kg/cm2
Xmol H2S
En Gas Dulce
600,000
500
525
550
575
600
0.00303155
0.00272889
0.00245251
0.00220011
0.00197023
650,000
0.00230867
0.00199003
0.00170859
0.0014581
0.0012411
700,000
0.00160026
0.00129719
0.00104194
0.00083209
0.00066378
750,000
0.00098324
0.00073786
0.00054994
0.00040999
0.0003077
800,000
0.00053172
0.00036936
0.00025734
0.00018125
0.00012976
850,000
0.00025885
0.00016881
0.00011177
0.000075591
0.00005239
900,000
0.00011797
0.000073529
0.000047001
0.000030923
0.000020971
950,000
0.00005220
0.00003153
0.000019676
0.000012704
0.000008488
1,000,000
0.00002296
0.000013657
8.3758E-06
5.3321E-06
3.5217E-06
Flujo
de
MDEA
(kmol/h)
77
Capítulo III Resultados
En la Figura 3.1 se muestra de forma gráfica la malla o superficie de respuesta
obtenida con los datos de la tabla anterior, en la cuál se aprecia de forma mas clara
cómo conforme aumenta la presión hay una mejor absorción de H2S y por lo tanto el
caudal necesario para remover los gases ácidos es menor.
Figura 3.1 Concentración de H2S en gas húmedo dulce
En la Tabla 3.2 se muestran las concentraciones de CO2 presentes en el gas dulce
una vez realizadas las simulaciones propuestas.
Tabla 3.2 Contenido de CO2 en gas dulce (simulaciones en el absorbedor)
Presión de Operación kg/cm2
Xmol CO2
En Gas Dulce
Flujo
de
MDEA
500
525
550
575
600
600,000
0.00878569
0.00872453
0.00866819
0.00861573
0.00856689
650,000
0.00868103
0.00861306
0.00855033
0.00849113
0.00843606
700,000
0.00857008
0.0084951
0.00842445
0.00835804
0.00829566
750,000
0.00845343
0.00837104
0.00829282
0.00821888
0.0081493
78
Capítulo III Resultados
(kmol/h)
800,000
0.00833175
0.00824151
0.0081558
0.00807469
0.00799817
850,000
0.00820522
0.00810752
0.00801465
0.00792665
0.00784351
900,000
0.00807498
0.00797014
0.00787041
0.00777567
0.00768607
950,000
0.00794184
0.0078301
0.00772366
0.00762248
0.00752649
1,000,000
0.00780655
0.00768719
0.00757396
0.0074662
0.00736383
Aplicando el mismo método se obtiene la superficie de respuesta mostrada en la
Figura 3.2, la cuál demuestra que la MDEA es muy selectiva hacia el H2S y solo
reacciona con una parte del CO2.
Figura 3.2 Concentración de CO2 en gas húmedo dulce
Ya que los requerimientos de calidad establecidos son tener una concentración
máxima de 50 ppm de H2S en la corriente de gas dulce y estar por debajo del 1 % de
gases ácidos totales, es posible seleccionar cualquiera de las combinaciones
propuestas en amarillo en la Tabla 3.1, o bien seleccionar otro caudal o presión que
estén dentro del intervalo de concentraciones y así conseguir las condiciones de gas
dulce deseadas.
79
Capítulo III Resultados
Se observa también, que todas las combinaciones en amarillo mostradas en la Tabla
3.2 para CO2 son por debajo de 0.008, por lo que cumplirán con no sobrepasar el 1%
fijado.
Una vez que se conocen las condiciones en la que el gas puede ser considerado gas
dulce, es posible elegir las condiciones de operación para la columna absorbedora
que mas convengan. Para este caso de estudio se tomó la opción 950,000 kmol/h
MDEA y 525 kg/cm2 para tener un índice de error mayor que asegure que el gas
saldrá bajo en H2S.
3.1.1 Composición de las corrientes del absorbedor
En la Tabla 3.3 se muestra la composición de cada corriente involucrada en la etapa
de absorción una vez elegido el caudal de 950,000 kmol/h de MDEA que satisface
las especificaciones con respecto a la cantidad de gases ácidos presentes en el gas
tratado en la columna absorbedora operando a 525 psig.
Tabla 3.3 Datos de corrientes del absorbedor
A-POB
GH-AMARG
G-H-DULC
AMINA-R
0
1
1
0
29733800
15530000
13468900
31795000
Flujo Volumétrico m /hr
38853.405
106188.174
320122.962
42018.686
Entalpia MMkcal/hr
-70532.199
-13008.346
-11302.069
-72238.546
765.283
146.25
42.074
756.686
950000
616547.239
561769.775
1004777.462
Metano
0
397734.623
381761.041
15973.582
Etano
0
93961.799
85680.084
8281.715
Propano
0
42726.724
37389.803
5336.921
I-Butano
0
5117.342
4451.989
665.353
N-Butano
0
15413.681
12646.949
2766.732
I-Pentano
0
4624.104
3718.929
905.175
Fracción Vapor
Flujo másico kg/hr
3
Densidad
kg/m3
Flujo Molar Total kmol/hr
80
Capítulo III Resultados
N-Pentano
0
7830.15
5915.58
1914.57
N-Hexano
0
13502.385
9110.243
4392.141
Agua
825239.57
0
1625.652
823613.918
Ac. Sulfhídrico
0
12762.528
17.712
12744.816
Bióxido De Carbono
0
6782.02
4398.261
2383.759
Nitrógeno
0
16091.883
15053.296
1038.587
MDEA
124760.43
0
0.236
124760.193
Para tener una perspectiva más clara de la cantidad de ácido presente tanto en el
gas amargo como en el gas una vez que se ha tratado, en la Figura 3.3, se muestra
la comparación de composiciones de cada componente, antes de entrar a la columna
y una vez fuera de ella.
Figura 3.3 Comparación de composiciones gas amargo/Gas Dulce
81
Capítulo III Resultados
3.2
Perfiles de Presión, Concentración y Temperatura de la columna
absorbedora
En esta sección se muestra el comportamiento de la columna absorbedora en las
condiciones óptimas establecidas por medio de las iteraciones anteriores. En la
Figura 3.4, se muestra el perfil de presión correspondiente a 525 psig, presión a la
cuál opera dicha columna, obteniendo el valor en kg/cm2, se puede observar como la
presión se mantiene constante en aproximadamente 38 kg/cm2.
Figura 3.4 Perfil de presión en la columna absorbedora
En la Figura 3.5, se muestra el perfil de concentraciones de H2S y CO2, en el cuál se
aprecia como aumenta la cantidad de estos gases ácidos conforme desciende la
solución absorbente hasta el último plato. En la etapa 20 ya se ha absorbido casi
todo el ácido sulfhídrico, mientras que la remoción de bióxido de carbono es más
lenta.
82
Capítulo III Resultados
Figura 3.5 Perfil de concentración (H2S y CO2) en la columna absorbedora
El perfil de temperaturas muestra estabilidad en el sistema los primeros 18 platos,
habiendo en los últimos dos una variación de poco más de 10 °C (ver Figura 3.6),
esto debido a la expansión súbita del gas de entrada en el fondo de la torre
absorbedora, generando un enfriamiento en el flujo líquido de salida (fondos) de
amina rica en gases ácidos. De acuerdo a la literatura, un perfil continuo indica que
no hay reacción en los platos, es decir, el sistema esta en equilibrio [12]. También se
encontró que la amina es enfriada por el gas de entrada, lo cuál explica el resultado
obtenido en dicho perfil.
83
Capítulo III Resultados
Figura 3.6 Perfil de temperatura de la columna de absorción
3.3
Comportamiento del tanque flash
Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la presión del
absorbedor es mayor a 35.2 kg/cm2 (500 psig). La Figura 3.7, muestra el
comportamiento del fluido con respecto a la presión de operación de este tanque.
84
Capítulo III Resultados
Figura 3.7 Porcentaje de gases removidos en el tanque flash en función de la presión
La Figura 3.8 muestra cómo entre mayor sea el cambio de presión, mayor será la
cantidad de gas flasheado, y por lo tanto las composiciones de H 2S y CO2 en esta
corriente aumentaran
Figura 3.8 Composición ácida del gas removido
85
Capítulo III Resultados
Ya que la presión en la columna de absorción es superior a los 500 psig, la presión
de operación del tanque flash se fijó en 4.9 kg/cm2, obteniendo las corrientes
mostradas en la Tabla 3.4.
Tabla 3.4 Corrientes del tanque flash
Entrada
Gas Flash
Amina Rica
28
28
28
6
5.3
5.3
Vapor Frac
0.03
1
0
Flujo Másico kg/hr
31,795,000
927,428.332
30,867,500
Flujo mol total kmol/hr
1,004,777.462
31,429.221
973,348.239
Flujo Volumétrico m3/hr
161666.464
144517.45
40300.654
Entalpia
-72238.546
-699.959
-71535.353
196.67
6.417
765.931
Metano
0.016
0.459
0.002
Etano
0.008
0.203
0.002
Propano
0.005
0.109
0.002
I-Butano
0.001
0.012
0
N-Butano
0.003
0.041
0.002
I-Pentano
0.001
0.01
0.001
N-Pentano
0.002
0.017
0.001
N-Hexano
0.004
0.02
0.004
Agua
0.82
0.005
0.846
Ac. Sulfhídrico
0.013
0.06
0.011
Bióxido De Carbono
0.002
0.035
0.001
Nitrógeno
0.001
0.028
0
MDEA
0.124
0
0.128
Temperatura °C
Presión
kg/cm2
MMkcal/hr
Densidad
kg/m3
Mole Frac
86
Capítulo III Resultados
3.4
Regeneración de MDEA
Una vez determinado el flujo en los fondos de la columna (lo que se desea
recuperar), se realizó un análisis para determinar la presión óptima de operación. La
Figura 3.9, muestra para este modelo cómo al cambiar la presión en la columna
(considerando la caída de presión) se ve afectada directamente la temperatura.
También se puede observar que para este rango de temperaturas el flujo de MDEA
regenerada no varía (ver Figura 3.10); esto debido al alto punto de ebullición de la
solución. Con base en esto, se pudo determinar que se está recuperando más del
99.99% de la solución original utilizada.
Figura 3.9 Temperatura del calderín en función de la presión
87
Capítulo III Resultados
Figura 3.10 Flujo de MDEA regenerada
Debido a que las propiedades físico-químicas de la solución MDEA, entre ellas el
hecho de ser un compuesto no volátil, se tomó una de las temperaturas inferiores
(115 °C), esto debido a que no importara si se la eleva o disminuye, ya que el modelo
demostró no ser tan sensible a estos cambios, por lo que entre menor energía o calor
sea suministrado resultara más económico. Las corrientes de la columna
regeneradora su muestran en la Tabla 3.5.
Tabla 3.5 Corrientes de columna regeneradora
Entrada
Fondos
(MDA regenerada)
Gas Ácido
Temperatura °C
95
114.6
47.8
Presión kg/cm2
5.3
1.25
0.7
Fracción Vapor
0.008
0
1
30867500
29733800
1253650
84500.314
40484.477
1153970
Flujo Másico kg/hr
3
Flujo Volumétrico m /hr
88
Capítulo III Resultados
Entalpia
MMkcal/hr
-69377.504
-68345.41
-832.856
365.295
734.45
1.086
973348.239
950000.051
30005.966
Metano
1541.058
0
1541.058
Etano
1892.137
0
1892.137
Propano
1905.877
0
1905.877
I-Butano
289.784
0
289.784
N-Butano
1487.426
0
1487.426
I-Pentano
585.395
0
585.395
N-Pentano
1374.824
0
1374.824
N-Hexano
3765.018
0
3765.018
Agua
823444.282
825239.858
4862.202
Ac. Sulfhídrico
10867.166
0
10867.166
Bióxido De Carbono
1290.037
0
1290.037
Nitrógeno
145.042
0
145.042
MDEA
124760.193
124760.193
0
Densidad
kg/m
3
Flujo Molar kmol/hr
3.5
Pérdida de MDEA en los equipos
Como se mencionó anteriormente, la pérdida de amina por arrastre en los equipos es
bastante baja. A continuación se muestra como se ve afectado este parámetro con
los cambios realizados en cada equipo.
En la Figura 3.11, se puede observar cómo entre mayor sea el caudal de MDEA
alimentada al absorbedor, menor será la pérdida por arrastre de este componente.
Se debe tener en cuenta que el flujo de amina es bastante alto en comparación con
estas pérdidas. También, el tanque flash presenta cierto arrastre de esta solución, en
la Figura 3.12, se muestra que a menor presión, este arrastre disminuirá (aunque se
trata de cantidades bastante más bajas que en el absorbedor).
Tomando en cuenta que en la columna regeneradora se presenta un arrastre de
trazas de este componente, se considera despreciable la pérdida de MDEA en la
columna regeneradora. Teniendo así, una pérdida total aproximada de 0.0016% de
amina alimentada, para las condiciones de operación establecidas.
89
Capítulo III Resultados
Figura 3.11 Pérdida de MDEA en el absorbedor
Figura 3.12 Pérdida de MDEA en el tanque flash
90
Capítulo III Resultados
Ya que las pérdidas se dan en cantidades de trazas, esto no cambia la proporción de
MDEA en peso en la disolución. Por último, se hace una comparación de la corriente
original MDEA ingresada al absorbedor con la corriente MDEA una vez que ha sido
regenerada. En la Tabla 3.6, se observa la cantidad perdida de amina, la cuál en
proporción a la cantidad utilizada, es despreciable; no obstante se debe tener en
cuenta que es la cantidad de amina pérdida cada hora. En cuanto al flujo de fondos
(MDEA regenerada), se obtuvo un caudal poco mayor al fijado en las
especificaciones (flujo MDEA regenerada igual al flujo MDEA original), con lo cuál se
observó que entre mayor sea el flujo de esta corriente, la cantidad de amina no
cambiara, en cambio traerá consigo más agua disminuyendo su proporción en peso.
Tabla 3.6 Comparación de MDEA inicial/final
MDEA (soluc. Inicial)
AM-MAGRA (regenerada)
50
114.6
Presión kg/cm
Fracción Vapor
Flujo Másico kg/hr
Flujo Volumétrico m3/hr
Entalpia MMkcal/hr
1.75
0
29733800
39034.066
-70298.727
1.25
0
29733800
40484.477
-68345.41
Densidad kg/m3
Flujo mol kmol/hr
Metano
Etano
Propano
761.741
950,000
0
0
0
Xmol
0
0
0
734.45
951,051
0
0
0
Xmol
0
0
0
I-Butano
N-Butano
I-Pentano
N-Pentano
N-Hexano
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Agua
Ac. Sulfhídrico
Bióxido De Carbono
Nitrógeno
MDEA
825239.57
0
0
0
124760.43
0.869
0
0
0
0.131
825239.858
0
0
0
124760.193
0.869
0
0
0
0.131
Temperatura °C
2
.
91
Capítulo III Resultados
3.6
Resumen de resultados
El primer módulo (3.1), presenta las concentraciones de H2S y CO2 de la corriente
de gas dulce obtenido en la columna absorbedora en función de la presión de
operación y el flujo de alimentación de MDEA. Con estos datos, se observó que a
mayor presión la absorción es más eficiente y a su vez se necesitara de un flujo
menor de líquido absorbente para llevar a cabo el tratamiento de gas.
En el módulo 3.2, se presentan los perfiles de concentración, temperatura y presión
de la columna absorbedora, los cuales indican de que manera funciona esta columna
en su interior.
En el módulo 3.3, se describe el comportamiento del tanque flash en función del
rango de presiones de operación propuestas, así como el flujo o caudal de gas
flasheado y sus concentraciones de H2S y CO2. A menor presión, mayor será el
caudal de gas flasheado y por lo tanto, la composición de gases ácidos será mayor.
El módulo 3.4, se enfoca a la recuperación de la solución MDEA en la columna
regeneradora la cuál para este modelo resultó ser bastante eficiente recuperando
casi en su totalidad la solución MDEA, así como el comportamiento en función de la
presión y temperatura de esta columna, mostrando las condiciones y composiciones
de las corrientes principales involucradas en esta etapa del proceso.
Por último, se realizo un análisis de la pérdida de solución MDEA en todos los
equipos, resultando flujos bastante pequeños en el absorbedor y tanque flash, e
inclusive obteniendo perdidas en cantidades de trazas de este componente en la
columna regeneradora.
Los módulos presentados en este capítulo, muestran el comportamiento del sistema
desarrollado para el proceso de endulzamiento de gas natural, obteniendo las
condiciones de operación que satisfacen las especificaciones planteadas al inicio de
este trabajo.
92
Conclusiones
Conclusiones
Se obtuvieron mediante simulación, resultados que describen el comportamiento del
proceso de gas natural en diferentes condiciones de operación.
Los resultados obtenidos, permiten determinar las condiciones de operación que
cumplen con los requerimientos de calidad definidos, también se comprueba
mediante este modelo, aseveraciones de los datos experimentales reportados en la
literatura, que indican la selectividad de este tipo de amina la cuál removió
prácticamente todo el H2S y removiendo cerca del 50% de CO2 únicamente.
Un aspecto importante también, es el comportamiento de esta alcanolamina a altas
presiones, lo cuál permite disminuir su consumo y economizar en los costos de
operación y regeneración. En cuanto a este último punto, se presenta un
comportamiento estable y favorable, ya que se separó fácilmente de los gases ácidos
sin haber un arrastre en las cabezas de las columnas, lo que favoreció su
regeneración y su reutilización.
El uso de simulación en estado estacionario, permite evaluar un gran número de
condiciones de operación con un costo muy pequeño, teniendo resultados que
permitirán disminuir a su vez costos de operación, conociendo de forma más íntima
el comportamiento de las condiciones de temperatura, presión y concentración en los
equipos utilizados.
De esta forma se logra comprobar la hipótesis alternativa, en la cuál se plantea que
es posible la simulación en estado estacionario del proceso de endulzamiento de gas
natural utilizando MDEA como absorbente.
93
Bibliografías
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