universidad de las américas puebla escuela de ingeniería

UNIVERSIDAD DE LAS AMÉRICAS PUEBLA
ESCUELA DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA QUÍMICA, ALIMENTOS Y
AMBIENTAL
EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO
DE AMINAS DE LA UNIDAD MEROX LPG DE LA REFINERÍA
ESTATAL ESMERALDAS
Tesis presentada en cumplimiento parcial
de los requisitos para obtener el grado
de “Master in Chemical Engineering”
PAUL CALDERÓN PÉREZ
Santa Catarina Mártir, Cholula, Puebla
Primavera 2012
ii
AGRADECIMIENTOS
A mis padres, a mis hermanos y a toda mi familia. Gracias por apoyarme siempre,
principalmente durante mi estadía en Puebla.
Al Senescyt. Gracias por esta gran oportunidad.
A EPPetroecuador y sus autoridades. Gracias por permitir que hayamos cumplido con esta
meta.
Al ingeniero Patricio Castro del IEP. Gracias por todos los esfuerzos realizados para que se
concrete nuestra presencia acá.
A los ingenieros Jorge Tuárez, Alex Cáceres y Carlos Marchán de la Refinería Estatal
Esmeraldas. Gracias por la importante información proporcionada.
A la UDLAP y en especial al departamento de ingeniería química. Gracias por abrirnos sus
puertas y por la formación recibida.
A la Dra. Nelly Ramírez C. por su constante asesoría que ha sido fundamental durante el
desarrollo de este trabajo. Gracias por todo el tiempo, los conocimientos y los recursos
aportados.
A los maestros del programa de maestría en ingeniería química de la UDLAP. Gracias
especiales para el Dr. Rafael Espinoza y para el Dr. René Reyes, por todas las enseñanzas
académicas y personales que nos supieron transmitir durante este tiempo.
A la Dra. María Eugenia Bárcenas. Gracias por toda la ayuda que supo prestarnos desde la
coordinación del programa de maestría y sobre todo por las soluciones que nos supo dar,
más allá de sus responsabilidades laborales, desde el primer día en que pisamos suelo
mexicano.
A mis compañeros de la maestría. Gracias por la buena onda.
A Sylvia. Especiales gracias por todo lo que sembró en mi.
iii
I.
Tabla de contenidos
RESUMEN .............................................................................................................. 1
II.
INTRODUCCIÓN .................................................................................................... 2
III.
MARCO TEÓRICO.................................................................................................. 4
3.1
Absorción de gases ácidos en solución de DEA ................................................. 4
3.2
Contaminación del sistema de tratamiento de aminas ......................................... 5
3.2.1
Sales térmicamente estables ............................................................................. 8
3.2.2
Degradación de la amina ................................................................................... 9
3.2.3
Carga ácida en la amina .................................................................................. 11
3.3
Equilibrio del sistema H2S/ solución de DEA en tratamiento de LPG ................ 12
3.4
Criterios de operación en un sistema de absorción/regeneración de amina ...... 14
3.4.1
Operación en el sistema de absorción ............................................................. 15
3.4.1.1 Criterios de diseño para columnas de platos ................................................... 16
3.4.1.2 Problemas usuales en la operación de columnas de absorción en el tratamiento
de LPG 17
3.4.2
IV.
Criterios de operación en un sistema de regeneración de amina ..................... 19
METODOLOGÍA ................................................................................................... 22
4.1
Caso de estudio ................................................................................................ 22
4.1.1
Carga de LPG a la unidad Merox .................................................................... 22
4.1.2
Proceso del sistema de tratamiento de aminas de la unidad Merox LPG ........ 24
4.1.2.1 Sistema de absorción de gases ácidos ............................................................ 26
4.1.2.2 Tambor de “flasheo” e intercambiador carga/fondos de la torre de regeneración
de amina ........................................................................................................................ 28
4.1.2.3 Sistema de regeneración de amina ................................................................. 29
4.2
Modelo termodinámico...................................................................................... 31
4.3
Modelo de torres de absorción/desorción ......................................................... 33
4.4
Procedimiento ................................................................................................... 34
4.4.1
Validación del modelo empleado ..................................................................... 34
iv
4.4.2
Sistema de absorción de gases ácidos con solución de DEA .......................... 35
4.4.3
Sistema de regeneración de amina ................................................................. 39
4.4.3.1
Temperatura de la corriente de amina rica...................................................... 41
4.4.3.2
Relación flujo de vapor/flujo de amina en la torre de regeneración ME-V302 . 41
4.4.3.3
Presión de el reboiler de la torre de regeneración ME-V302 .......................... 41
4.4.4
Evaluación de la operación .............................................................................. 41
4.4.5
Simulación del proceso de tratamiento de aminas en la unidad Merox LPG .... 42
V.
RESULTADOS ...................................................................................................... 46
5.1
Resultados de la validación del modelo aplicado a tratamiento de LPG ........... 46
5.2
Análisis de sensibilidad para la eficiencia de las columnas absorbedoras ........ 49
5.3
Análisis de sensibilidad para la temperatura de la corriente de amina pobre en el
sistema de absorción ................................................................................................... 52
5.4
Análisis de sensibilidad para la carga ácida en la corriente de amina pobre en el
sistema de absorción ................................................................................................... 55
5.5
Análisis de sensibilidad para la carga de H2S en el LPG................................... 58
5.6
Análisis de sensibilidad para la temperatura de alimentación de amina rica en la
columna de regeneración de amina ............................................................................. 60
5.7
Relación flujo de vapor/flujo de amina en la columna de regeneración de aminas61
5.8
Análisis de sensibilidad para la presión en la columna de regeneración de amina62
5.9
Evaluación de la operación de las columnas absorbedoras en la unidad Merox LPG
64
5.10
Evaluación de la operación de la columna de regeneración de amina en la unidad
Merox LPG................................................................................................................... 66
5.11 Simulación del sistema de absorción/regeneración de DEA en la unidad Merox LPG
66
VI.
CONCLUSIONES ................................................................................................. 69
VII.
RECOMENDACIONES ......................................................................................... 70
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 72
v
ANEXOS.......................................................................................................................... 73
vi
Índice de Tablas
Tabla 1.Valores de diseño para velocidades en distribuidores/redistribuidores ..................... 18
Tabla 2. Composición promedio de la carga a la unidad Merox LPG .................................... 23
Tabla 3. Especificaciones del LPG carga, operación actual .................................................. 27
Tabla 4. Especificaciones de la solución de amina, operación actual ................................... 28
Tabla 5. Especificaciones de la solución de amina a la salida del tambor “flash”, ME-V327,
operación actual ................................................................................................................... 29
Tabla 6. Especificaciones de la solución de amina en el intercambiador ME-E302 ............... 29
Tabla 7. Condiciones de operación torre regeneradora ME-V302, operación actual ............. 30
Tabla 8. Rango de aplicabilidad del método de propiedades de Aminas............................... 32
Tabla 9. Modelos empleados por el método propiedades de Aminas ................................... 33
Tabla 10. Especificaciones del modelo para la simulación del proceso para el sistema de
tratamiento de aminas, unidad Merox LPG ........................................................................... 45
Tabla 11. Cálculos y condiciones de operación de columnas absorbedoras para el
tratamiento de LPG ............................................................................................................... 48
Tabla 12. Sensibilidad del sistema de absorción con la eficiencia de la
columna de
absorción, ME-V304 ............................................................................................................. 51
Tabla 13. Sensibilidad del sistema de absorción con la eficiencia de la
columna de
absorción, ME-V321 ............................................................................................................. 51
Tabla 14. Sensibilidad del sistema de absorción con la temperatura de la amina pobre,
columna ME-V304, 450 kg/h amina pobre ............................................................................ 54
Tabla 15. Sensibilidad del sistema de absorción con la temperatura de la amina pobre,
columna ME-V321, 425 kg/h amina pobre ............................................................................ 54
Tabla 16. Análisis de sensibilidad para la carga ácida de la amina pobre, 450 kg/h, 50°C, MEV304 ..................................................................................................................................... 55
Tabla 17. Análisis de sensibilidad para la carga ácida de la amina pobre, 425 kg/h, 50°C, MEV321 ..................................................................................................................................... 56
Tabla 18. Análisis de sensibilidad para la carga de H 2S en LPG, 450 kg/h, 50°C, 0.014 mol
H2S/mol DEA, ME-V304........................................................................................................ 59
Tabla 19. Análisis de sensibilidad para la carga de H 2S en LPG, 450 kg/h, 50°C, 0.014 mol
H2S/mol DEA, ME-V321........................................................................................................ 59
Tabla 20. Sensibilidad del requerimiento térmico del reboiler con la variación del flujo de
amina de recirculación, ME-V302 ......................................................................................... 62
vii
Tabla 21. Evaluación de la operación actual de las columnas de absorción en la unidad
Merox LPG ........................................................................................................................... 65
Tabla 22. Evaluación de la operación actual de las columnas de regeneración de amina en la
unidad Merox LPG ................................................................................................................ 66
Tabla 23. Resumen de los resultados de la simulación para las columnas absorbedoras..... 67
Tabla 24.Resumen de los resultados de la simulación para el intercambiador carga/fondos 67
Tabla 25.Resumen de los resultados de la simulación para la torre de regeneración de amina
............................................................................................................................................. 68
Tabla 26.Resumen de los resultados de la simulación para el condensador de amina ......... 68
Tabla 27.Resumen de los resultados de la simulación para el enfriador de amina ............... 68
Tabla 28. Resumen de los resultados de la simulación para la corriente de reposición de
amina .................................................................................................................................... 68
viii
Índice de Figuras
Figura 1. Estructura molecular de la dietanolamina ............................................................ 4
Figura 2. Diagrama de flujo del sistema de tratamiento de aminas de la Unidad Merox LPG
........................................................................................................................................ 25
Figura 3. Diagrama de flujo de la torre de absorción con DEA ......................................... 27
Figura 4. Diagrama de flujo, procedimiento la optimización de la operación de las columnas
absorbedoras ................................................................................................................... 36
Figura 5. Modelo de las columnas absorbedoras, unidad Merox LPG, Asplen Plus ......... 37
Figura 6. Modelo de “tambor flash” y regeneración de amina, unidad Merox LPG, Asplen Plus
........................................................................................................................................ 39
Figura 7. Diagrama de flujo, procedimiento de análisis de los parámetros de operación de la
columna regeneradora de amina ..................................................................................... 40
Figura 8. Diagrama de flujo sistema de tratamiento de aminas, unidad Merox LPG,
AspenPlus ....................................................................................................................... 43
Figura 9. Curva de solubilidad de equilibrio sistema DEA 25% - H2S (datos generados por el
modelo en Aspen Plus) y puntos experimentales ............................................................. 46
Figura 10. Curvas de sensibilidad relacionadas a la eficiencia de la torre absorbedora MEV304 ................................................................................................................................ 50
Figura 11. Curvas de sensibilidad relacionadas a la eficiencia de la torre absorbedora MEV321 ................................................................................................................................ 50
Figura 12. Curvas de sensibilidad relacionadas a la temperatura de la amina pobre, ME-V304
........................................................................................................................................ 53
Figura 13. Curvas de sensibilidad relacionadas a la temperatura de la amina pobre, ME-V321
........................................................................................................................................ 53
Figura 14. Curvas de sensibilidad relacionadas a la carga ácida de la amina pobre, ....... 57
Figura 15. Curvas de sensibilidad relacionadas a la carga ácida de la amina pobre, ....... 57
Figura 16. Análisis
de sensibilidad para la temperatura de la corriente de amina rica
alimentada a la torre de regeneración, ME-V302 ............................................................. 60
Figura 17. Curva de sensibilidad relacionada a la temperatura en el reboiler, ME-V302 .. 63
Figura 18. Curva de sensibilidad relacionada al requerimiento térmico en el reboiler, MEV302 ................................................................................................................................ 64
ix
EVALUACIÓN DE LA OPERACIÓN DEL SISTEMA DE TRATAMIENTO
DE AMINAS DE LA UNIDAD MEROX LPG DE LA REFINERÍA
ESTATAL ESMERALDAS
I.
RESUMEN
Los reportes de laboratorio de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE) indican una operación
ineficiente en la columna de regeneración de amina de la unidad Merox LPG. Es por eso que
el presente trabajo se enfoca en el estudio del proceso global de este sistema con el fin de
evaluar su operación actual y determinar los parámetros que permitan mejorar su eficiencia.
Se evalúa la operación global del sistema de absorción/regeneración, utilizando la
simulación del proceso como la herramienta fundamental para analizar el proceso. Se
necesitó probar y validar un modelo que permita la simulación del proceso con resultados
razonablemente confiables, principalmente desde el punto de vista termodinámico para la
determinación del equilibrio de fases; el método Amines de Aspen Plus resultó apropiado
para este propósito.
Como primera aproximación se estudió el desempeño de las secciones de absorción
y regeneración en forma aislada. En las columnas de absorción se evaluaron el flujo de
recirculación de amina, la eficiencia de los equipos, la temperatura de la corriente de amina
pobre, la carga ácida de la solución de amina y algunos criterios de operación hidráulica. En
la columna de regeneración se evaluaron el requerimiento térmico del reboiler, la
temperatura de la corriente de amina rica, la carga ácida de la amina rica, la relación de
vapor/amina y la presión en el reboiler. Finalmente y con base en los análisis anteriores, se
llevo a cabo el análisis del proceso integrado.
La evaluación de la operación del sistema permite concluir que las columnas
absorbedoras operan satisfactoriamente para las condiciones promedio esperadas y que la
columna de regeneración es, por lo menos, energéticamente ineficiente.
Aunque los resultados del estudio, obtenidos mediante análisis de sensibilidad con
simulación de procesos, sugieren que es posible optimizar el sistema con alguna variación
en las condiciones de operación, la ineficiencia observada en la columna de regeneración
tiene su origen principalmente en la elevada contaminación de la amina. Se presentan
también recomendaciones enfocadas en mejorar el proceso energética y operacionalmente.
1
II.
INTRODUCCIÓN
La demanda mundial de gas licuado de petróleo se incrementa cada vez más,
consecuentemente existe una creciente necesidad de contar con mejores instalaciones para
el endulzamiento de hidrocarburos líquidos.
Los contaminantes del LPG más comunes son COS, H2S, mercaptanos, CO2 y CS2.
Cada uno de estos contaminantes puede causar problemas en la calidad del producto
terminado. El H2S es corrosivo y su presencia puede traer consigo la deposición de azufre
libre sobre los equipos y las tuberías de la planta de procesamiento. El COS puede
hidrolizarse a H2S, lo cual puede causar que el producto llegue a contaminarse en el tanque
de almacenamiento. En general la mayoría de hidrocarburos líquidos deben satisfacer una
prueba de nivel de corrosión 1A en lámina de cobre, lo que corresponde a un nivel inferior a
4 ppm de H2S (Fleming, Spears, & Bullin, 1988). La prueba de la lámina de cobre no es
sensible al COS.
Los procesos de tratamiento de LPG y gases basados sobre absorción con aminas
son similares puesto que ambos implican el contacto de una fase de hidrocarburo de baja
densidad (gas o líquido) con una fase pesada, líquida e inmiscible (la solución acuosa de
alcanolamina). Los gases ácidos de la fase hidrocarburo son transferidos a la fase acuosa,
donde reaccionan con la amina (Kohl & Nielsen, 1997).
La unidad Merox LPG de la Refinería Estatal Esmeraldas (REE) tiene por objetivo
tratar el gas licuado de petróleo (LPG) para eliminar la presencia de gases ácidos,
permitiendo así alcanzar las especificaciones requeridas para su almacenamiento y
comercialización. La carga a esta unidad proviene del proceso de debutanización de la
unidad FCC y está conformada principalmente por propano, butano y sus respectivos
isómeros.
Conseguir la operación eficiente del sistema de tratamiento de aminas de la unidad
Merox LPG, que forma parte directamente de la cadena de proceso de la unidad FCC, es
una contribución necesaria para la consecución del objetivo empresarial de EPPetroecuador
de producir una mayor cantidad de combustibles derivados de petróleo. En este mismo
sentido, en los próximos meses la capacidad de la unidad FCC de la Refinería Esmeraldas
va a ser incrementada. Es entonces necesario evaluar el proceso actual y su capacidad para
manejar la nueva carga esperada a la unidad Merox LPG luego de esta ampliación.
En el diseño actual, la primera etapa del proceso Merox es el tratamiento de la
corriente de LPG para conseguir la remoción de ácido sulfhídrico, H2S. Este gas es
altamente corrosivo por lo que es eliminado del producto por absorción con una solución
2
acuosa de dietanol amina (DEA). La solución de amina que retiene el gas ácido (amina rica)
debe ser regenerada posteriormente, en una torre de despojamiento, liberándola de los
gases ácidos absorbidos para retornar al proceso de absorción (amina pobre).
Los reportes de laboratorio indican que la unidad de regeneración o despojamiento de
la amina rica no opera según las especificaciones de diseño, en lo referente a la remoción de
gases ácidos, lo que trae como consecuencia una operación ineficiente. Se requiere
entonces evaluar su operación. La herramienta fundamental para cumplir este objetivo es el
uso de un software de simulación de procesos. A partir de los años 90, este recurso ha sido
una práctica ampliamente difundida en la industria de la refinación de crudo a nivel mundial,
tanto en aplicaciones relacionadas al mejoramiento de los rendimientos de los procesos,
como
en
análisis
para
la
reducción
del
consumo
de
energía,
estudios
de
reacondicionamiento de unidades de refinación, entre otros.
Un simulador es un software
que permite modelar el diagrama de flujo de un
proceso, empleando módulos diseñados para representar la operación de cada elemento de
este diagrama. Esto módulos incluyen un modelo termodinámico predefinido. Desde un
punto de vista práctico los simuladores de procesos proveen una plataforma fiable para
resolver balances de materia y energía, usando variaciones de la secuencia modular. Los
simuladores de procesos son una herramienta poderosa que permite simplificar muchos
procedimientos, no obstante es necesario tener presente que las suposiciones incorporadas
implican ciertas limitaciones para el modelo.
En el desarrollo de este estudio se emplearán un software de simulación y los
criterios heurísticos aceptados habitualmente en el diseño y operación de los procesos de
absorción y despojamiento de gases ácidos en soluciones de alcanolaminas. Con el
apropiado uso de estas herramientas se podrán estimar, de una forma confiable y sin incurrir
en gastos adicionales, las condiciones del proceso que permitan la operación eficiente del
sistema. La eficiencia de la operación se evaluará en términos de regeneración,
minimización del consumo y minimización de la degradación de la solución de amina.
El objetivo de este trabajo es evaluar el sistema global de tratamiento de gas licuado
de petróleo con absorción de aminas mediante la simulación del proceso, para la remoción
de ácido sulfhídrico en la Unidad Merox LPG.
3
III.
MARCO TEÓRICO
Es necesario revisar los fundamentos teóricos que sirven para sostener el desarrollo de este
trabajo. Los principales tópicos relacionados con esta revisión son la absorción de gases
ácidos, la contaminación de la solución de amina y el cálculo del equilibrio de fases en el
sistema LPG-amina.
3.1
Absorción de gases ácidos en solución de DEA
La absorción de gases ácidos en solución de alcanolaminas es un proceso frecuentemente
usado en la purificación de LPG y gases de refinería.
La absorción que tiene lugar es la tipo reacción reversible. Este tipo de absorción
implica una reacción química entre el componente gaseoso, que es absorbido, y un
componente de la fase líquida para formar un producto de reacción inestable y débilmente
enlazado. El compuesto producto muestra una presión de vapor finita que aumenta con la
temperatura. El análisis de este tipo de sistema se complica por la forma no lineal de la curva
de equilibrio y el efecto de la velocidad de reacción sobre el coeficiente de absorción.
La forma estructural de la dietanolamina presenta dos grupos hidroxilo y un grupo
amino, Figura 1. En general puede considerarse que el grupo hidroxilo sirve para reducir la
presión de vapor e incrementar la solubilidad del agua, mientras que el grupo amino provee
la alcalinidad necesaria en la solución de amina para permitir la absorción de los gases
ácidos. Hay también un átomo de hidrógeno directamente enlazado al átomo de nitrógeno,
esta es la característica de las aminas denominadas secundarias.
Figura 1. Estructura molecular de la dietanolamina
La baja presión de vapor de la dietanolamina, la hace adecuada para su uso en
operaciones a baja presión, logrando que las pérdidas por evaporación sean muy bajas. Una
desventaja de la DEA es que la recuperación de soluciones contaminadas puede requerir
4
destilación al vacío. Otra desventaja de la DEA es que la misma se somete a numerosas
reacciones irreversibles con CO2, formando productos corrosivos de degradación, por lo que
la DEA no es la elección óptima para el tratamiento de gases con alto contenido de CO2.
La concentración de equilibrio de H2S en una solución es proporcional a su presión
parcial en la fase gaseosa. El equilibrio de reacción es sensible a la temperatura, haciendo
que las presiones de vapor de los gases ácidos absorbidos aumenten rápidamente a medida
que se incrementa la temperatura. Como resultado, es posible despojar los gases absorbidos
en las soluciones de amina por la aplicación de calor.
Las soluciones de amina remueven gases ácidos actuando como una base y
tomando un ion H+ del ácido que se forma por la disociación del ácido sulfhídrico en la
solución acuosa de amina. La absorción de ácido sulfhídrico (H2S) en la amina puede
representarse mediante la siguiente reacción general:
Amina + H2S
AminaH+ + HS-
Para el caso de una amina secundaria como la DEA la reacción de protonación es
casi instantánea:
R2NH + H2S
R2NH2+ + HS-
Cuando la temperatura se incrementa sobre los 95°C, la forma protonada de la amina
R2NH2+
empieza a disminuir su concentración mientras se incrementa rápidamente la
concentración de la amina neutra R2NH. Esta condición es aprovechada para regenerar la
amina mediante la aplicación de calor, liberando al mismo tiempo el H 2S (Kohl & Nielsen,
1997).
3.2
Contaminación del sistema de tratamiento de aminas
En el proceso de endulzamiento de LPG, la eliminación de los gases ácidos mediante
tratamiento con soluciones de alcanolaminas involucra una etapa de absorción y una etapa
de desorción para reusar la solución absorbente. Debido a que este proceso es un circuito
cerrado, los contaminantes no degradables se acumulan dentro del sistema, causando una
reducción en la eficiencia del procesamiento y problemas operacionales. Las dificultades
operacionales incluyen corrosión, formación de espuma, deposición de sólidos, pérdidas de
amina y problemas ambientales. Estos problemas empiezan cuando los contaminantes se
5
acumulan en la solución absorbente debido a una insuficiente reposición de amina fresca. Es
altamente recomendable llevar a cabo un monitoreo riguroso de la calidad de la solución de
amina y tomar las medidas preventivas para mantenerla limpia.
Los contaminantes en la solución de DEA tienen varios orígenes y existen en
diferentes formas. Aunque la identificación de un contaminante puede sugerir un plan de
acción específico, las soluciones de tratamiento de gases ácidos rara vez contienen una sola
impureza. Son muy numerosos los contaminantes presentes, tienen concentraciones
variables y pueden causar diversos efectos adversos.
Los contaminantes no volátiles provienen de diversos orígenes y pueden incluir sales
y material particulado, los cuales llegan a la solución de amina a través de la carga de
hidrocarburo. El sulfuro de hierro es muy común y problemático, favorece la formación de
espumas estables. Adicionalmente, los contaminantes sólidos, pueden disminuir la eficiencia
de columnas de absorción y regeneración de aminas, por taponamientos en platos, lechos y
tuberías. El diámetro promedio de estas partículas puede ser del orden de 5 micras y son
difíciles de separar por sistemas de filtración.
Con altas presiones y bajas temperaturas, los hidrocarburos más pesados de la
corriente de LPG pueden disolverse en la solución de amina en una torre de absorción. Los
hidrocarburos ligeros se separan en el tambor de “flasheo” o se eliminan en la torre de
regeneración pero los más pesados permanecen en la solución y son un contaminante de la
amina.
Los agentes anti-espumantes, sellantes, lubricantes e inhibidores de corrosión, son
contaminantes adicionales detectados en soluciones de amina. A pesar de su baja
concentración, estos se acumulan afectando el rendimiento y la eficiencia de la planta.
Para comprender el funcionamiento de una solución de amina contaminada, las
impurezas y sus concentraciones deberían ser cuantificadas. En una solución de DEA,
típicamente pueden encontrarse trietanolamina, tri-etilen-diamina, hidroxi-etil-piperazina,
amina residual, sales térmicamente estables (HSS), etilenglicol, sólidos, entre otros. La
proporción de estos contaminantes puede llegar a ser muy significativa
Las soluciones contaminadas pierden efectividad y ocasionan problemas operativos
que pueden conllevar incluso un paro de planta. Se detallan a continuación los principales
problemas (Abedinzadegan & Golkat, 2001):

Reducción de la capacidad y desempeño de la unidad. Cuando el nivel de
contaminantes se incrementa y la concentración real de amina disminuye como
consecuencia de la degradación, la capacidad de absorción de la solución de amina
6
disminuye. Para compensar este efecto, usualmente se incrementa el flujo de
recirculación de amina. Sin embargo, esta medida afecta otras partes del proceso
como pueden ser los requerimientos térmicos en los intercambiadores de calor y la
hidrodinámica de la columna absorbedora. Alternativamente, se podría reducir la
carga a la unidad para que el producto alcance la especificación de calidad. Si no se
toma alguna medida para compensar la contaminación de la solución, la amina se
sobrecarga con gases ácidos. Una amina rica con una excesiva carga ácida (0.4 mol
gas ácido/mol DEA), tiene una muy alta tasa de corrosión, particularmente en
aquellas áreas en las que se tiene un cambio súbito de presión, temperatura y/o
velocidad. Un alto nivel de contaminación, usualmente incrementa la viscosidad de la
solución de amina, lo cual reduce la velocidad de transferencia de masa en las
columnas absorbedoras y en la de regeneración. Una elevada viscosidad también
incrementa la formación de espuma.

Formación de espuma y ensuciamiento. La materia particulada favorece la formación
de espuma y puede afectar severamente a los intercambiadores de calor tanto como
a los internos de las columnas de absorción y regeneración. Los hidrocarburos
contaminantes causan cambios en la tensión interfasial y estabilizan las espumas de
amina. Consecuentemente, una elevada caída de presión puede presentarse a través
del equipo contactor, causando arrastre de amina. La formación de espuma también
reduce la eficiencia de la transferencia de masa, incrementando el contenido de gas
ácido en el LPG tratado en las torres absorbedoras. La filtración con carbón activado
es a menudo empleada para combatir la contaminación con hidrocarburo, pero los
hidrocarburos
pesados
no
logran
ser
removidos
por
este
procedimiento,
especialmente cuando el tamaño de poro del carbón es demasiado pequeño para
retener las moléculas, causando una saturación rápida. La filtración mecánica puede
ser usada, pero la mayoría de finos son tan pequeños que los medios de filtración
convencional no pueden capturarlos. A la larga, las partículas finas que permanecen
en la solución de amina, ocasionan el ensuciamiento de las superficies de los
intercambiadores de calor con la subsecuente reducción de su eficiencia.

Corrosión. En general la corrosión es más severa en sistemas que remueven CO 2
que en aquellos que eliminan H2S. También hay un mayor grado de corrosión en las
plantas donde se maneja MEA que en las que usan DEA, debido a que la MEA es
más susceptible a degradación. La corrosión no es causada por la amina en si
misma, sino por los gases ácidos disueltos y los productos de la degradación de la
7
amina. La corrosión es más severa en las ubicaciones en donde los gases ácidos son
removidos o desorbidos de la amina rica, y la temperatura y la turbulencia del flujo
son altas. Estas ubicaciones corresponden al reboiler y a la zona inferior de la torre
de regeneración de aminas. La corrosión en el reboiler se manifiesta usualmente en
forma de picaduras y de agrietamiento de los tubos, y puede ser causada por un
sobrecalentamiento localizado en los orificios de los deflectores. Los inhibidores de
corrosión fílmicos son frecuentemente inefectivos en estos casos. Cuando la
velocidad de circulación se incrementa, se presenta erosión por el desgaste de la
superficie metálica debido a la acción abrasiva de los sólidos suspendidos. El
ensuciamiento, el cual causa deposición de sólidos, puede provocar corrosión por
agrietamiento. Algunos productos de degradación, como las etilen-diaminas, parecen
ser muy corrosivos debido a la formación de complejos de hierro. Los cloruros, que
pueden entrar en el proceso por una pobre filtración o fuga en los intercambiadores
que usan agua de enfriamiento, pueden acelerar la corrosión por picaduras en áreas
estancadas. Altos niveles de HSS contribuyen significativamente a las tasas de
corrosión. Las tasas de corrosión son función del tipo y la cantidad de las sales de
amina presentes.
3.2.1 Sales térmicamente estables
Algunas especies iónicas y/o ácidos fuertes (en comparación al H 2S y CO2), presentes en la
carga a la planta de tratamiento, pueden formar sales de aminas. Estos compuestos son
llamados sales térmicamente estables (HSS pos sus siglas en inglés) y su naturaleza puede
ser orgánica o inorgánica. Las sales inorgánicas, como cloruros, fosfatos y sulfatos, se
encuentran típicamente en agua tratada o de enfriamiento. Los sulfatos, tiosulfatos y
cianatos, pueden formarse por reacción con O 2, H2S y HCN. Estos gases, están usualmente
presentes en las corrientes de refinería (Abedinzadegan & Golkat, 2001).
La amina y un ácido forman una sal que no puede ser regenerada en el proceso
convencional de tratamiento con aminas. Los aniones de ácidos fuertes tales como formiato,
acetato, tiosulfato, tiocianato, y cloruro puede ligar una molécula de amina para formar una
sal que no es capaz de ser regenerada por la adición de calor y por tanto son denominadas
como sales térmicamente estables. La formación de sales térmicamente estables (HSS)
equivale a una pérdida de amina activa. No sólo retienen a la amina y con ello reducen la
capacidad de carga ácida, sino que también se consideran corrosivas. Sin embargo, existe
8
todavía una considerable confusión en la industria con el término “sal térmicamente estable”.
Muchas veces este término se emplea para denominar en forma genérica a un
contaminante, pero el hecho es que este es solamente uno de los tipos de contaminantes de
la solución de amina.
Es usual que aparte del H2S, COS, mercaptanos y CO2, otros gases ácidos estén
contenidos en el LPG proveniente de la unidad FCC. Un ejemplo es el ácido fórmico. Estos
ácidos se combinan con la amina para formar sales térmicamente estables. Estas tienden a
acumularse en la solución de amina.
Algunos problemas operativos de las plantas de aminas, tales como exceso de
espuma, corrosión y reducción de la capacidad, a menudo se atribuyen a la acumulación de
sales de aminas térmicamente estables. La presencia de estas sales da lugar a costosos
problemas de mantenimiento, como corrosión, frecuente remplazo de filtros, formación de
espuma en las columnas, taponamiento en la torre de absorción, ensuciamiento de los
intercambiadores de calor y una reducción en la cantidad de amina disponible para
tratamiento de gas.
La remoción de HSS y el mantener las HSS en niveles bajos, resulta en un
mejoramiento de la operación del sistema de aminas, un menor costo y un incremento en el
rendimiento de una refinería.
3.2.2 Degradación de la amina
Aunque las principales reacciones del sistema amina-gas ácido son reversibles, las
reacciones irreversibles pueden formar productos a partir de los cuales las aminas ya no son
recuperables. Este fenómeno es llamado degradación. Las aminas pueden ser degradadas
por la siguientes rutas: degradación térmica, degradación inducida por CO 2, degradación
causada por COS y CS2, degradación por CO, reacción con ácidos fuertes y formación de
HSS, degradación de azufre y polisulfuros, y oxidación (Abedinzadegan & Golkat, 2001).
La presencia de oxígeno en las corrientes de LPG amargo o en las soluciones
absorbentes, puede causar degradación oxidativa y producir ácidos orgánicos. Algunos de
estos mecanismos han sido identificados, el principal implica la oxidación directa de la amina
para formar un ácido orgánico. Otro es la reacción indirecta del O 2 con el H2S para formar
azufre elemental, el cual entonces reacciona con las aminas para formar di-tiocarbamatos,
tioúreas y otros productos de descomposición. Una tercera ruta mediante la cual el oxígeno
9
puede degradar la amina es la oxidación de H 2S a ácidos fuertes de un anión tal como
tiosulfato, el cual puede formar una HSS con la amina.
En las unidades FCC, el monóxido de carbono formado durante la regeneración de
catalizador puede llegar a la unidad de tratamiento con aminas. Este reacciona lentamente
con las aminas para formar aldehídos.
Las reacciones de degradación de DEA con CO2 son catalizadas por el mismo CO2
no consumido. Los productos de la degradación incluyen polímeros de alto peso molecular
que pueden reducir la capacidad de absorción, incrementar la viscosidad, incrementar la
tendencia a la formación de espuma en la solución de amina y en algunos casos contribuir a
la corrosión en la planta de aminas. La presencia de productos de degradación CO2-amina,
en general, no disminuyen las propiedades de absorción de la amina libre contenida en la
solución, siempre y cuando la concentración de amina libre se mantenga en un valor
constante. Sin embargo, como se señaló anteriormente, la acumulación de grandes
cantidades de productos de degradación de amina resulta en el aumento de viscosidad de la
solución de tratamiento y en consecuencia en la disminución de la eficiencia de absorción.
Además, varios de los productos de degradación pueden ser corrosivos, particularmente los
productos de degradación poliméricos de la DEA. Las reacciones de degradación de aminaCO2 son relativamente lentas, pero se producen a una velocidad significativa bajo las
condiciones que prevalecen en la sección de regeneración de una planta de amina. La
ocurrencia de estas reacciones puede ser limitada evitando elevadas temperaturas. El flujo
de energía proveniente del reboiler debe ser limitado, y debe mantenerse una alta circulación
de amina a través del reboiler. La temperatura de operación del regenerador de amina puede
verse limitada por la necesidad de minimizar la degradación de amina. Se ha demostrado
también que las reacciones de degradación de la DEA dependen de la carga de CO2 en la
solución, pero no se ven afectadas por la presencia de H2S. Las reacciones irreversibles de
CO2 con DEA son responsables, en parte, de la degradación de la amina (Kohl & Nielsen,
1997).
Aunque la degradación de DEA es causada por la reacción con CO2 y no únicamente
por la temperatura, esta última afecta la velocidad de degradación causada por la reacción
con CO2. El diseño y operación de las unidades de DEA, debe evitar la aparición de puntos
calientes, especialmente en las superficies del reboiler de la torre de regeneración de amina.
La degradación de aminas empieza a ser acelerada por la temperatura a partir de 176°C,
mientras que la operación del reboiler recomendable debería mantener la temperatura del
10
seno de la amina en máximo 127°C. Una regla práctica es mantener la operación con una
temperatura superficial de entre 150 y 160°C en el reboiler (Addington & Ness, 2010).
3.2.3 Carga ácida en la amina
El método analítico empleado actualmente, para la determinación de H2S en la solución de
amina en la REE, es una titulación de la muestra oxidada en medio ácido. Al emplear este
método se tiene como resultado final la concentración de H 2S aparente en la amina. El
análisis por titulación de la solución es a menudo complicado por la presencia de impurezas
y productos de degradación. Un análisis más preciso se consigue por medio de
cromatografía de gases de la solución de amina (Robbins & Bullin, 1984).
La mayoría de los métodos químicos de análisis de contenido de etanolaminas
dependen de la funcionalidad de la amina y son a menudo inespecíficos e inexactos.
Algunos de los productos de degradación se titulan como amina carbonatada. Otros
productos de degradación son sales térmicamente estables que también se valoran como
amina libre.
La absorción del H2S en la solución implica una reacción ácido-base entre el gas
ácido y la amina, que se traduce en la formación de una amina protonada y un anión
deprotonado del gas ácido. Una vez protonada, la molécula de amina ya no está disponible
("libre") para atrapar a otra molécula de gas ácido. Finalmente, la eficiencia de la solución de
amina disminuye hasta un nivel inaceptable y/o la acción corrosiva de la solución se vuelve
intolerable. Un método de medición directa de las concentraciones de amina libre y
protonada, sería muy útil para el control del proceso. La regeneración de amina podría ser
más eficaz si se tuviesen datos más confiables para la evaluación de la capacidad de
absorción y regeneración del sistema.
La concentración de amina protonada, que puede ser un indicador sensible de la
acumulación de HSS, generalmente no se determina directamente. Este valor se calcula a
partir de la diferencia de dos cantidades mucho más grandes, la concentración de amina
total y la de amina libre, lo cual no permite una determinación exacta. Las titulaciones de
amina libre se practican a menudo de tal manera que los aniones de ácidos débiles (tales
como acetato y formiato) interfieren, por lo que se reporta una concentración sobrestimada
de amina libre.
11
Los efectos de estas situaciones son valores reportados de concentraciones de H2S
mucho mayores que la cantidad absorbida por el sistema, o concentraciones de aminas no
correspondientes al aumento de las tasas de corrosión.
Si el flujo de amina en la columna se ajusta con base en una concentración errónea
de amina libre, la carga de gas ácido puede ser muy alta, el H2S producto será demasiado
alto, o las tasas de corrosión aumentarán significativamente. Todo ello conduce a la
reducción del rendimiento de la planta.
Actualmente existen otras técnicas de análisis, para determinar directamente y por
separado la concentración de amina libre y de amina protonada, que podrían usarse para
mejorar la confiabilidad de los resultados obtenidos en las pruebas de laboratorio
(Cummings, Veatch, & Keller, 1990).
3.3
Equilibrio del sistema H2S/ solución de DEA en tratamiento de LPG
El desarrollo de métodos de diseño rigurosos para unidades de tratamiento de LPG se ha
visto obstaculizado por la falta de datos de equilibrio líquido-líquido (LLE) para aminas e
hidrocarburos líquidos amargos. Los diseños han estado basados sobre reglas empíricas y
experiencia de campo con las unidades existentes que operan bajo condiciones similares.
Un
enfoque
para
la
generación
de
datos aproximados LLE,
que
es utilizado
convencionalmente para estimar el número necesario de etapas o altura de relleno, fue
planteado por Honerkamp (1975). El método se basa sobre el principio de que cuando dos
fases están en equilibrio con la misma tercera fase, también deben estar en equilibrio entre
sí. En el método Honerkamp, se supone que una fase hipotética gaseosa está en equilibrio
con la fase acuosa amina y con la fase LPG. Esto permite que una gran cantidad de datos de
equilibrio publicados para sistemas gas-líquido puedan ser utilizados para aplicaciones de
equilibrio líquido-líquido.
Holmes (1984) modificó el enfoque de Honerkamp para mejorar su precisión y
adaptarlo a las aplicaciones de simulación computacional de procesos. En este método se
utiliza la correlación de Kent-Eisenberg para calcular las presiones de vapor de dióxido de
carbono y sulfuro de hidrógeno sobre la solución de amina, y la ecuación de estado de
Soave-Redlich-Kwong para correlacionar las presiones de vapor de los gases ácidos sobre
la fase LPG. Igualando las dos correlaciones para cada gas ácido se obtiene una expresión
que relaciona la concentración del gas ácido en la solución de amina con su concentración
en la fase LPG en el equilibrio.
12
Esta aproximación se puede utilizar para generar curvas de equilibrio líquido-líquido y
medante las técnicas convencionales de diseño de columna, para estimar el número
requerido de etapas teóricas.
La disponibilidad de la información precisa sobre el equilibrio de solubilidad del
sulfuro de hidrógeno en soluciones acuosas de alcanolaminas, es de suma importancia en
el diseño de las unidades de tratamiento de hidrocarburos amargos. Las solubilidades se han
medido en amplios intervalos de temperatura, cargas de solución con respecto al gas ácido
(moles de gas ácido por mol de amina) y concentraciones de amina, pero la mayoría de los
datos están en el intervalo de carga ácida intermedia.
La producción de hidrocarburos de alta pureza (impurezas en el orden de ppm)
requiere datos de solubilidad para cargas ácidas muy bajas. Desafortunadamente, la
relativamente pequeña cantidad de datos disponibles para estas cargas ácidas bajas tienden
a ser de precisión bastante pobre y, probablemente también, de poca exactitud. Así pues,
existe la necesidad de que todos los datos disponibles sean correlacionados en términos de
un modelo termodinámico general para la solución de modo que las predicciones de
solubilidad puedan ser hechas confiablemente cuando los datos no existen, o son de mala
calidad.
A partir de 1947 se comenzaron a desarrollar modelos para representar las presiones
parciales de equilibrio de H2S y CO2 sobre soluciones de alcanolaminas. Estos modelos usan
constantes de equilibrio "aparente" relacionadas con las concentraciones de componentes
antes que con sus actividades. El método de Kent y Eisenberg (1976) utiliza un enfoque
similar al representar las presiones de equilibrio parcial del H2S sobre soluciones acuosas de
MEA y la DEA. El modelo de Kent-Eisenberg considera todos los coeficientes de actividad y
los coeficientes de fugacidad con un valor de 1.0 (es decir, las soluciones ideales y los gases
ideales), forzando a un ajuste entre los valores experimentales y los valores predichos al
usar dos de las constantes de equilibrio de reacción como variables.
Este método ofrece la ventaja de ser lo suficientemente simple desde el punto de
vista algébrico, lo cual permite su adaptación a largos cálculos computacionales en forma
eficiente. Por esta razón es ampliamente usado en todos los simuladores de procesos, aún
en la actualidad.
13
3.4
Criterios de operación en un sistema de absorción/regeneración
de amina
Los principales puntos de control en las plantas de amina son: la concentración de amina, el
flujo de recirculación de amina, la temperatura de la amina pobre en la torre absorbedora y el
flujo de vapor de calentamiento en el reboiler de la torre de regeneración (Urdaneta, Amaris,
Pontinha, & al., 2008). De acuerdo a las características específicas del proceso (tipo de
amina, presión del absorbedor, propiedades del gas ácido, etc.), el sistema de absorción
puede mostrarse más o menos sensible a un cambio en estas variables. El sistema de
absorción se evalúa en términos de la concentración de H 2S en la corriente de hidrocarburo
producto en la torre.
Un parámetro importante para el análisis del proceso es la carga de gas ácido en la
amina rica del fondo de la columna de absorción. Esta carga no debe ser muy alta para
prevenir problemas de corrosión el la unidad. En el caso de una solución de DEA su valor no
deberá exceder 0.40 mol gas ácido/mol amina. Del mismo modo, considerando que la
máxima pureza posible del producto es aquella que esté en equilibrio con la solución de
amina pobre, debe garantizarse una carga de gas ácido en la amina pobre que esté por
debajo de la concentración de equilibrio con la pureza deseada en el producto. La carga de
gas ácido recomendada para la amina pobre está alrededor de 0.05 - 0.07 mol gas ácido/mol
DEA. El vapor del reboiler de la torre de regeneración puede ajustarse para satisfacer esta
condición.
El flujo mínimo de recirculación de amina, teóricamente se obtiene cuando la amina
rica que deja la absobedora está en equilibrio con el hidrocarburo amargo entrante. Sin
embargo, para fines prácticos, se toma en cuenta que una apropiada transferencia de masa
se consigue con un flujo mayor que el mínimo. Como resultado la carga de gas ácido en la
amina rica está siempre por debajo del valor de equilibrio, y en general por debajo del valor
típicamente recomendado.
La temperatura de la amina pobre es usualmente mantenida intencionalmente entre 5
y 11 °C sobre la temperatura de entrada del hidrocarburo para evitar la eventual
condensación de algún vapor presente. Por otro lado la temperatura de la amina pobre no
debería ser demasiado alta para no desfavorecer la solubilidad del gas ácido en la corriente
de la fase acuosa.
Un incremento en la concentración de amina puede resultar ventajoso si esta
concentración no excede los límites de corrosión. Para conseguir una optimización exitosa
14
de la unidad de aminas se requiere una colección confiable de datos de planta. La
especificación más importante del proceso de aminas es el contenido de H2S en el producto.
Se puede establecer esta pureza como una restricción, garantizando un valor estable para el
funcionamiento en condiciones óptimas. Esto quiere decir que el producto se mantiene en
especificación aunque se presenten ciertas variaciones en los parámetros optimizados del
proceso.
La eficiencia total de platos, usualmente aceptada y usada en los cálculos para los
procesos de absorción de H2S con alcanolaminas en LPG, está entre el 20 y el 30 %. La
eficiencia total de platos se define como la relación entre el número de platos teóricos y el
número de platos reales. El cambio de la eficiencia durante la operación de una columna
absorbedora existente puede ser ocasionado por variaciones en la calidad de la amina
(contenido de sólidos), formación de espumas, etc. (Urdaneta, Amaris, Pontinha, & al.,
2008).
3.4.1 Operación en el sistema de absorción
El tratamiento con aminas es comúnmente usado para remover gases ácidos de las
corrientes de gas natural. Este proceso también es aplicado al tratamiento de LPG o gas
natural líquido (NLG). Con el incremento de la demanda de LPG y NLG, los productores
están implementando sistemas de alta eficiencia para la remoción de contaminantes Existen
algunos criterios prácticos que pueden usarse para encontrar anomalías y rápidamente
evaluar la operación de este tipo de columnas de absorción.
La solución acuosa de amina es alimentada en la parte superior de la columna, sobre
el primer plato, mientras que la alimentación de LPG ingresa por el fondo, en el último plato
de la columna. Una vez que el contacto se completa y las fases se separan, la amina rica
que contiene los gases ácidos sale por el fondo de la columna absorbedora. El LPG tratado
sale por el domo de la columna.
En el tratamiento de LPG, la solución de amina es, en la mayoría de los casos, la
fase continua, mientras que la fase orgánica LPG es la fase dispersa. Aunque ésta es la
configuración más común, en la unidad Merox LPG se aplica la configuración inversa en las
columnas absorbedoras, es decir el hidrocarburo es la fase continua y la solución de amina
es la fase dispersa. El uso del LPG como fase continua ofrece la ventaja de tener una mayor
capacidad de tratamiento y un menor requerimiento de volumen de amina. Sin embargo, esta
configuración puede potencialmente proveer menos área superficial para el contacto entre
15
las dos fases y podría requerir una transferencia de masa adicional para conseguir el mismo
producto.
3.4.1.1 Criterios de diseño para columnas de platos
Las columnas de platos perforados no son los equipos más comúnmente usados en
tratamiento con soluciones de alcanolaminas pero pueden usarse en estas aplicaciones en
forma efectiva, especialmente cuando se espera ensuciamiento. A continuación se
mencionan los principales criterios usados en el diseño de columnas de platos en
aplicaciones de LPG (Sargent & Seagraves, 2004).
La capacidad de estas columnas está limitada por el punto de inundación. La
inundación ocurre cuando el flujo de la fase continua, LPG en este caso, es tan alto que la
fase dispersa se acumula sobre las bandejas. Si la altura de la capa coalescente excede el
alto del bajante en la bandeja, existirá arrastre de la fase dispersa. En la medida en que el
espesor de la capa coalescente se aproxima al espaciamiento entre platos, la capacidad del
equipo contactor disminuye.
En las columnas de platos, la dispersión y la coalescencia tienen lugar en cada plato.
Para una mayor eficiencia, los platos perforados deben ser diseñados de tal forma que las
gotas se formen libremente en los orificios, alcanzando el tamaño requerido. La velocidad
promedio recomendada a través de los orificios del plato debe estar entre 0.5 pies/s y 1.0
pies/s.
Para asegurar que las gotas no presenten coalescencia después de que se forman, la
distancia entre los orificios del plato deben ser mantenida entre 3 – 4 diámetros de orificio.
En los platos empleados en columnas de absorción de LPG con amina, los orificios tienen
usualmente un diámetro entre ⅛ y ¼ de pulgada, apartados entre ½ a ¼ de pulgada, en
arreglo cuadrado o triangular.
El espaciamiento entre platos se basa sobre la altura de la capa coalescente. La
acumulación es calculada con la caída de presión requerida para llevar el líquido a través de
los orificios En unidades comerciales, el espaciamiento entre platos está entre 10 y 12 veces
el espesor de la capa coalscente; esto porvee flexibilidad y facilidad para la limpieza y
mantenimiento de la unidad. En la práctica, el rango del espaciamiento está entre 18 y 30
pulgadas.
La apropiada distribución de la solución de amina es especialmente crítica para evitar
una eficiencia pobre. Si las gotas formadas en el distribuidor son muy grandes, se reducirá la
16
eficiencia de la columna porque disminuye el área superficial disponible para la transferencia
de materia. Si por el contrario, las gotas formadas en los orificios del distribuidor son más
pequeñas que la dimensión característica de las gotas, entonces puede ocurrir inundación.
Si las gotas no coalescen rápidamente, una emulsión estable puede formarse y puede ocurrir
el arrastre de una fase en la otra a la salida de la torre.
El tamaño de las gotas es controlado por la velocidad con la cual la amina es
dispersada y por el tamaño de las perforaciones. Los valores más comúnmente usados
están limitados a un máximo de 1.25 pies/s para la velocidad en el orificio
3.4.1.2 Problemas usuales en la operación de columnas de absorción en el tratamiento
de LPG
Los problemas comúnmente encontrados en columnas absorbedoras de LPG a nivel de
planta, requieren ser atendidos con un enfoque práctico de ingeniería para ser solucionados.
Son necesarias algunas habilidades prácticas para comprender bien cómo está operando la
columna. A continuación se presentan algunas reglas (Sargent & Seagraves, 2004) que
pueden ser usadas cuando se presentan anomalías en la operación:

Determinación del número global de unidades de transferencia en fase líquida en el
equipo contactor (NL). En ocasiones puede no conseguirse la remoción de gas ácido
requerida en el proceso de absorción de una planta de procesamiento de LPG debido
a la variación en la composición de la corriente de entrada de gas ácido. Se necesita
un método simple de cálculo para evaluar si una transferencia de masa adecuada
está ocurriendo en la operación de una columna de absorción. La regla general de
cálculo es:
NL = ln (mol% gas ácido en carga/ mol% gas ácido en producto)
El cálculo se completa en este caso para el H2S. Para una columna de platos, se
puede usar una aproximación de equivalencia entre N L y el número de platos,
considerando una eficiencia de platos del 25%. Entonces si se requiere un N L de 4, se
necesitan aproximadamente 16 platos para conseguir esa capacidad de absorción en
la columna.

Para determinar si la operación de la columna está próxima a sus limitaciones
hidráulicas, una estimación aproximada del diámetro o de la capacidad de la columna
puede hacerse usando los flujos combinados de la solución de amina y el LPG. El
diseño recomendado es aquel en el cual el flujo combinado no excede los 15
17
gpm/pie2 de área de la sección transversal de la columna de platos. Si se exceden los
15 gpm/pie2, las pérdidas de amina y el tratamiento del gas ácido pueden ser un
problema.

Otro factor relacionado con la operación de la torre de absorción es la velocidad de la
solución de amina y el LPG a través de los orificios de los distribuidores y
redistribuidores. El cálculo es simple cuando la información de los internos está
disponible. El diámetro de orificio, tomando en cuenta el número de orificios, es
convertido a pies2. El correspondiente flujo de líquido es convertido a pie 3/tiempo. El
flujo volumétrico de líquido es dividido para el área total de los orificios. Una vez que
estos valores son calculados, se pueden comparar con los valores de diseño listados
en la Tabla 1.
Tabla 1.Valores de diseño para velocidades en distribuidores/redistribuidores
Parámetro de diseño
Velocidad del LPG en los orificios del distribuidor (pies/s)
Velocidad de amina en los orificios del distribuidor (pies/min)
Valor recomendado
1.0 – 1.25
< 170
Velocidad LPG en el redistribuidor (pie/s)
0.5 – 1.0
Velocidad LPG en los orificios de los platos (pie/s)
0.5 – 1.0
Si alguno de los valores calculados está por encima del valor de diseño
recomendado, la torre puede estar excediendo las especificaciones de diseño. La
formación de emulsión y el arrastre de amina en el LPG tratado son posibles
problemas operacionales en esos casos.

Además de calcular la capacidad de operación de la columna, la relación de
amina:hidrocarburo a través del contactor debe ser revisada para determinar la
eficiencia de la transferencia de masa. Para minimizar la reducción en la eficiencia de
la transferencia de materia debida al retro-mezclado de la amina, el mínimo valor para
la relación amina:hidrocarburo es 1:9.

Usualmente la carga ácida de las muestras de amina rica puede ser determinada por
titración. Este método tiene un error significativo que implica lecturas falsas para la
concentración de gas ácido en la solución de amina. Un método más preciso para
determinar este valor; es calcular la carga ácida de la amina. Esto puede hacerse con
un sistema de control para ir continuamente calculando este valor, teniendo los datos
de la concentración del gas ácido en el LPG a la entrada y a la salida de la columna
18
de absorción, la velocidad de recirculación de la amina, la concentración de la
solución de amina y el flujo de LPG. La expresión para el cálculo mencionado es:
(
Donde:
LPG =
AGin =
AGout
=
H2S MW =
AMINA =
%DEA =
DEA MW
=
)
Carga de LPG a la unidad Merox (kg/h)
Fracción másica de H2S en la carga de
LPG
Fracción másica de H2S en el LPG tratado
en la columna absorbedora
Peso molecular del H2S
Flujo másico de solución de amina rica
(kg/h)
Concentración másica de DEA en la solución de
amina, porcentaje
Peso molecular de la DEA
Una pregunta muy frecuente es cuál es la máxima carga ácida de la amina rica para
una columna de absorción. Desde el punto de vista de la corrosión, la respuesta corta
es 0.4 mol/mol cuando el H2S es al gas ácido predominante. Sin embargo, en
aplicaciones de tratamiento de líquidos, el flujo de recirculación de amina no puede
ser definido solamente para maximizar la carga ácida de la amina rica, sino más bien;
se determina para mantener una adecuada hidráulica en la torre de absorción,
mientras se mantiene una mínima relación amina:LPG. Si el flujo de recirculación
corresponde a una relación amina:LPG inferior a la mínima, la carga ácida puede ser
maximizada a expensas de una pobre hidráulica de la columna y a posibles
problemas en el tratamiento del gas ácido.
3.4.2 Criterios de operación en un sistema de regeneración de amina
Hay dos métodos mediante los que se puede reducir la concentración de gas ácido residual
en la amina rica. El procedimiento más común es incrementar el flujo de vapor de
despojamiento en el reboiler. El otro método consiste en incrementar el número de etapas de
equilibrio, lo cual lo vuelve mucho menos aplicable a una planta existente, particularmente
19
debido a la dificultad en predecir el incremento en la eficiencia del proceso que se puede
conseguir con los platos adicionales.
Una “regla de oro” que ha sido generalmente ignorada por diseñadores y operadores
tiene que ver con la temperatura de salida de la amina rica en el intercambiador carga/fondos
en la sección de regeneración de amina. Un punto de operación de 99°C ha sido establecido
a través de los años tanto en las publicaciones relacionadas como en la operación de este
tipo de plantas, con variaciones menores (Addington & Ness, 2010)
Además del efecto sobre el despojamiento de amina, el escape de gas ácido de la
amina a altas temperaturas es un aspecto que debe ser considerado. Si una cantidad de gas
ácido significativa está presente, puede aparecer corrosión tanto en el intercambiador como
en las líneas del proceso a la torre de regeneración. Una temperatura de 99°C es un valor
máximo aceptable en las corrientes de amina para evitar este problema. Esta temperatura
también es el punto de referencia para el análisis de sensibilidad del requerimiento térmico
del reboiler en el sistema de regeneración con la variación de la temperatura de la corriente
de amina rica.
En el diseño y operación de torres de regeneración de amina, la relación de vapor,
definida como el flujo másico de vapor por volumen de recirculación de amina, es un
parámetro de uso generalizado. La mayoría de las fuentes bibliográficas definen en 0.12 kg/l
(1 lb/gal) el punto de operación ideal para la mayoría de los casos (Addington & Ness, 2010).
Este valor para la relación de vapor ha sido usado en la operación de plantas durante
muchos años. Sin embargo, la selección de un valor apropiado de relación de vapor no es
tan simple debido a que este criterio no se ajusta exactamente a todos los casos.
Respecto a la presión de operación, generalmente es recomendable operar las
columnas de regeneración de amina aproximadamente entre 2.1 y 2.2 bar (Addington &
Ness, 2010).
Típicamente el despojamiento tiene lugar a altas temperaturas y bajas presiones,
pero para despojadoras de amina, donde la composición de los fondos es aproximadamente
constante, la temperatura del reboiler está vinculada directamente a la presión de la torre.
Elevar la presión en la columna regeneradora significa entonces incrementar el
despojamiento de gas ácido. Sin embargo, hay un límite hasta el cual la temperatura puede
incrementarse como resultado de la degradación térmica de la amina. En consecuencia, las
presiones típicamente usadas son aquellas en las cuales la temperatura del reboiler es alta
pero no excede los 127 °C.
20
A menudo se ha señalado que la temperatura normal en el seno del rehervidor está
muy por debajo de la temperatura de degradación. Esto tiene mucho sentido para los
reboilers con calentamiento directo, en donde se pueden alcanzar altas temperaturas
superficiales. Sin embargo, cuando el medio de calentamiento es vapor, la temperatura
superficial es frecuentemente mucho más cercana a la temperatura del seno y puede ser
posible elevar más la temperatura del reboiler sin experimentar degradación térmica.
A pesar de que la degradación térmica de la amina no se puede modelar en el
simulador, el beneficio potencial de la elevación de la presión del reboiler por encima de la
regla general puede ser analizado, determinando si el riesgo de cambiar el punto de
operación vale la pena. Para realizar este estudio, se lleva a cabo un análisis de sensibilidad
mediante el empleo del simulador de proceso. El sistema regenerador de amina rica con una
carga ácida constante se modela variando la presión del sistema. La carga ácida de la amina
pobre se fija y se permite la variación del flujo de vapor en el reboiler.
21
IV.
METODOLOGÍA
El requerimiento más importante para estudiar el sistema de tratamiento de aminas de la
unidad Merox LPG, es el modelado del proceso y de esta forma poder analizarlo mediante
simulación.
Una parte fundamental de la simulación es el cálculo del equilibrio líquido-vapor del
sistema de absorción de gas ácido con una solución de amina. Para esto, el simulador
cuenta con un método de cálculo de propiedades termodinámicas y de transporte, basado
sobre datos experimentales, aplicable a los procesos de endulzamiento de gases y está
diseñado para sistemas que contienen agua, una de las 4 etanolaminas más comúnmente
usadas, sulfuro de hidrógeno, dióxido de carbono y otros componente presentes típicamente
en los procesos de endulzamiento (Aspen Tech Inc, 2010).
4.1
Caso de estudio
La unidad Merox LPG de la REE inicialmente estuvo diseñada para tratar 14.6 m 3/h de LPG.
En la sección de pre-tratamiento de la carga, se disponía de una sola torre de absorción
(ME-V304) en donde el H2S presente en la fase hidrocarburo se absorbe en la fase acuosa.
Posteriormente el diseño se modificó para alcanzar una capacidad nominal de tratamiento de
36.6 m3/h de LPG (Petrondustrial, 2006). Esta ampliación incluyó una torre de absorción
adicional (ME-V321) que opera en paralelo con la primera y una sola torre de regeneración
(ME-V302) en donde la amina que sale del proceso de absorción se regenera, es decir se
despoja del H2S.
4.1.1
Carga de LPG a la unidad Merox
La carga de LPG para la unidad Merox proviene de la torre debutanizadora de la unidad
FCC. A partir de la caracterización de esta carga, obtenida de los reportes de laboratorio de
la REE correspondientes a noviembre del año 2011, se puede determinar que el LPG
22
contiene una mezcla de hidrocarburos, principalmente butano, isobutano y propeno. La
composición promedio de la carga se presenta en la Tabla 2.
La carga se reparte bajo control de flujo hacia las torres de absorción de aminas MEV304 y ME-V321. La relación de flujos hacia ambos recipientes puede ser ligeramente
variable, el diseño establece esta relación como 2:3. El flujo total de alimentación a la unidad
Merox es, en este caso de estudio, 20000 kg/h de LPG. Esta carga tiene normalmente una
temperatura de entre 42 y 45 °C y una presión próxima a 16 kg/cm2. Bajo las condiciones
mencionadas la carga está en estado líquido, con una temperatura de burbuja de 60.7°C y
una presión de burbuja de 10.1 kg/cm2.
Tabla 2. Composición promedio de la carga a la unidad Merox LPG
Componente
% molar
% másico
H2
-
-
N2
-
-
O2
-
-
Etano
0.5427
0.3233
H2S
0.0013
0.0009
Propano
15.3377
13.3979
Propileno
31.1862
25.9964
Iso-butano
23.4584
27.0096
Butano
9.3440
10.7585
Buteno
5.8748
6.5296
Iso-buteno
6.8773
7.6438
2 Trans-buteno
4.2777
4.7544
2 Cis-buteno
2.5816
2.8693
Neo-pentano
0.1029
0.1471
Iso-pentano
0.3358
0.4799
Penteno
-
-
Pentano
0.0290
0.0414
Mercaptanos
0.0482
0.0460
COS
0.0003
0.0003
23
La corriente de LPG ingresa a la torre absorbedora en el plato inferior (plato 10)
mientras que la solución de amina ingresa por la parte superior de la torre (plato 1), de tal
forma que el contacto se da en contracorriente.
4.1.2
Proceso del sistema de tratamiento de aminas de la unidad Merox LPG
El diagrama de flujo del proceso se presenta esquematizado en la Figura 2. Las dos
torres de absorción o contactores (ME-V304 y ME-V321), son columnas convencionales con
10 platos. Los 9 primeros, contados desde el domo, son tipo perforados y el último es una
bandeja ciega. Ambas torres están diseñadas para proveer una mezcla apropiada que
permita la transferencia de masa entre la solución de amina y el LPG. Su presión de
operación está entre 14 y 15 kg/cm2. En el proceso de remoción de H2S de la corriente de
un hidrocarburo líquido, usualmente se requieren 1 o 2 etapas ideales de equilibrio en las
torres absorbedoras, para conseguir que el producto cumpla la prueba de corrosión 1A en
lámina de cobre (Nielsen & Rogers, 1997).
La fase acuosa usada en el proceso es una solución de dietanolamina (DEA) al 20%
en peso, la misma que es recirculada continuamente en el sistema. La amina pobre, aquella
con la menor concentración de gases ácidos, proviene del fondo de la torre de regeneración
ME-V302. Los reportes de laboratorio indican que la concentración de DEA varía entre 17 y
22% en peso. Para concentraciones altas el ajuste se efectúa por adición de agua tratada,
en forma ocasional. Las concentraciones altas son el resultado de la evaporación de agua
durante el proceso. La reposición de DEA es mínima en las condiciones actuales de
operación.
El LPG libre de la mayor parte de H2S, sale de la columna absorbedora como
producto del domo y pasa a una posterior etapa de prelavado caustico continuando con el
proceso Merox (Petrondustrial, 2006),
La solución de DEA pobre pasa por una etapa de enfriamiento y luego de pasar por
un sistema de filtración, ingresa a las torres absorbedoras con una presión de 25 - 26 kg/cm2
y un flujo total de aproximadamente 800 kg/h. Durante contacto el con el LPG la amina
absorbe el H2S. Las corrientes de amina rica del fondo de cada columna absorbedora, llegan
hasta un tambor de “flasheo” (ME-V327) en donde se tiene una caída de presión hasta llegar
a aproximadamente 2 kg/cm2. Este equipo se diseñó para eliminar por el domo una buena
parte de los hidrocarburos ligeros que puedan estar contenidos en la solución de amina. Por
24
el fondo de este tambor una línea de salida lleva la amina rica hacia la succión de la bomba
de alimentación al regenerador ME-P308A/B.
La solución de amina se bombea a través del lado de la carcasa del intercambiador
ME-E302, esta corriente se calienta por intercambio de energía con la corriente caliente de
amina pobre del fondo de la torre de regeneración.
Figura 2. Diagrama de flujo del sistema de tratamiento de aminas de la Unidad Merox LPG
La torre de despojamiento o regeneración de amina ME-V304 opera a baja presión
(1.5 - 2 kg/cm2) y recibe el flujo de amina rica. Este equipo ha sido diseñado para eliminar el
H2S remanente en la solución de amina mediante el calor proporcionado por el vapor de
media presión (150 psig) en el reboiler del fondo de la torre, lo que favorece las reacciones
25
de desorción de los gases ácidos. El flujo de este vapor de calentamiento varía alrededor de
300 kg/h. El perfil de temperatura durante la operación normal está caracterizado por
presentar en promedio 113°C en el domo y 121°C en el fondo. En el interior de la torre hay
un lecho empacado conformado por esferas cerámicas tipo rasching para favorecer la
separación del H2S que sale junto con agua como producto de cabeza de la torre. Este gas
se condensa por enfriamiento con agua en el ME-E304, el condensado pasa luego al tambor
ME-V303 en donde se produce una nueva separación flash. El gas del domo pasa al cabezal
de gases ácidos, mientras que el líquido es recirculado a la torre de regeneración de amina
mediante la bomba ME-P306A/B.
El producto del fondo de la regeneradora, la solución de amina pobre, pasa por los
tubos del intercambiador ME-E302, calentando la carga a ME-V302. Esta corriente, junto con
la solución de DEA de reposición, llega a la succión de la bomba ME-P305A/B en donde
alcanza una presión de 25 kg/cm2 a la descarga. El circuito de amina continúa a través del
enfriador ME-E301 en donde la DEA alcanza prácticamente la temperatura con la que
retornará a las torres de absorción. Una parte de la amina pasa por un sistema de filtración,
donde se eliminan impurezas, antes de completar el circuito. El flujo de amina pobre se
reparte en dos corrientes que pasan finalmente a las torres de absorción.
Las estimaciones de la ingeniería de diseño de la ampliación de la unidad FCC desde
18000 bpd a 20000 bpd de capacidad, establecen una carga de LPG con un contenido
máximo esperado de 1500 ppm de H2S. La operación de la planta de tratamiento de LPG
con absorción de aminas debe adecuarse para estas condiciones de carga.
El uso de un software de simulación permite evaluar el proceso de la unidad bajo
diferentes condiciones de operación. El programa empleado es Aspen Plus v.7.2. licenciado
para la Universidad de las Américas de Puebla. Específicamente para el caso de la unidad
Merox LPG se requiere un modelo que maneje el equilibrio de una fase líquida de
hidrocarburos con otra fase líquida (solución acuosa de amina).
4.1.2.1 Sistema de absorción de gases ácidos
En la Figura 3 se presenta el diagrama de flujo esquemático para la unidad
absorbedora. Cada torre tiene 9 bandejas perforadas y opera a 14 kg/cm2. La amina rica sale
del fondo de las columnas absorbedoras y pasa a la torre de regeneración de aminas MEV302.
26
Debido a que la capacidad de la unidad FCC se incrementará en el futuro, los
requerimientos de amina en las unidades absorbedoras de DEA deben minimizarse para
garantizar un suministro adecuado de amina. Además, minimizar los requerimientos de
amina, sin afectar la capacidad del proceso, puede reducir las pérdidas de ésta, lo cual
representa uno de los mayores costos en los procesos de absorción con alcanolaminas.
Figura 3. Diagrama de flujo de la torre de absorción con DEA
En la Tabla 3 se presentan algunas especificaciones del LPG carga y en la Tabla 4
las condiciones de la amina pobre, para la operación actual.
Tabla 3. Especificaciones del LPG carga, operación actual1
ME-V304
ME-V321
43
43
Presión (kg/cm )
16
16
Flujo másico (kg/h)
12000
8000
Flujo molar (kmol/h)
158.46
237.69
Temperatura (°C)
2
1
Valores promedio, Noviembre 2011
27
Flujo volumétrico (m3/h)
15.47
23.21
H2S (% molar)
0.0013
0.0013
H2S (ppm)
9
9
C3 (% molar)
46.53
46.53
C4 (% molar)
52.42
52.42
Tabla 4. Especificaciones de la solución de amina, operación actual2
ME-V304
ME-V321
Tipo de amina
DEA
DEA
Concentración de amina (%)
20.22
20.22
Presión (kg/cm )
25
25
Carga de H2S en la amina pobre
(mol H2S/mol de DEA)
Carga de H2S en la amina rica
(mol H2S/mol de DEA)
0.131
0.131
0.154
0.150
2
La carga ácida en la amina pobre reportada en los resultados de los análisis de
laboratorio es inusualmente alta. Es evidente la existencia de un alto nivel de contaminación
y se observa un muy significativo nivel de formación de espuma. Bajo estas condiciones no
se puede tener una certeza razonable de la cantidad de H2S realmente presente en la
solución de amina. Un valor más preciso para la carga ácida se logra determinar después
del análisis de sensibilidad respectivo.
4.1.2.2 Tambor de “flasheo” e intercambiador carga/fondos de la torre de regeneración
de amina
La amina rica de las columnas absorbedoras ME-V304 y ME-V321 pasa a un tambor de
separación “flash”, ME-V327. En este equipo existe una muy significativa reducción de
presión que tiene por objetivo liberar y separar los hidrocarburos ligeros que puedan estar
presentes en la corriente de amina rica antes de pasar a la sección de regeneración.
La solución de amina libre de hidrocarburos ligeros sale del tambor “flash” y es
bombeada por el lado carcasa del intercambiador ME-E302, en donde se calienta por
2
Valores promedio, Noviembre 2011
28
intercambio con la corriente de fondos de la torre despojadora (amina pobre). Esta corriente
amina rica ingresa a la torre de regeneración ME-V302.
Las especificaciones de la corriente de amina rica a la salida de la sección de
separación “flash” y en el intercambiador de calor carga/fondos de la torre de regeneración
se presentan en la Tablas 5 y 6.
Tabla 5. Especificaciones de la solución de amina a la salida del tambor “flash”, ME-V327,
operación actual
ME-V327
Tipo de amina
Concentración de amina (%)
Temperatura (°C)
Presión (kg/cm2)
Carga de H2S en la amina rica
(mol H2S/mol de DEA)
DEA
20.35
35 - 40
1.5 – 2.5
0.154
Tabla 6. Especificaciones de la solución de amina en el intercambiador ME-E302
ME-E302
Lado carcasa
Lado tubos
Tipo de amina
DEA
DEA
Concentración de amina (%)
20.35
20.22
Temperatura entrada (°C)
32
108
Temperatura salida (°C)
86
-
Carga de H2S en la amina
(mol H2S/mol de DEA)
0.154
0.131
4.1.2.3 Sistema de regeneración de amina
La torre de regeneración de amina es una columna de tipo lecho empacado, contiene un
relleno de 18 pies de alto, conformado por anillos rasching de carbono de 1½ pulgadas. Para
este tipo de columnas, existe una equivalencia generalmente empleada entre las etapas de
equilibrio teórico y la altura del relleno. Una etapa de equilibrio equivale a una altura de entre
6 y 8 pies de empaque (Fleming, Spears, & Bullin, 1988). Para simplificar la evaluación de la
operación de la torre se consideran 2 etapas de equilibrio.
29
La amina pobre del fondo de la torre es parcialmente evaporada en un rehervidor
(ME-E303) mediante calentamiento con vapor de media presión (150 psig) En el modelo
desarrollado para representar el proceso se usa un módulo RadFrac que ya incluye un
equipo reboiler parcial, por esta razón no es necesario agregar este intercambiador dentro
del modelo del proceso.
Una característica interesante de los procesos de tratamiento con alcanolaminas en
general, es que la estabilidad de los complejos formados en las columnas de absorción es
altamente dependiente de la temperatura. Estas especies complejas son el producto de
reacciones exotérmicas y reversibles entre los gases ácidos y la amina. En la etapa siguiente
del proceso, los componentes ácidos retenidos en los complejos formados, se remueven de
la solución disolvente en un regenerador. El calor entregado por el vapor en el reboiler
permite que el H2S absorbido sea liberado como consecuencia de que las condiciones de
operación, baja presión y alta temperatura, favorecen la reacción inversa (de desorción).
La amina caliente libre de H2S, denominada amina pobre, se recupera por el fondo de
la columna de regeneración de amina y pasa al intercambiador ME-E302 por el lado de los
tubos. La amina pobre es enfriada posteriormente en el intercambiador ME-E301,
consiguiendo acondicionar su temperatura según las especificaciones del diseño. El
requerimiento térmico de enfriamiento en este equipo es estudiado más adelante en el
análisis de la capacidad de absorción del sistema. El flujo de amina pobre se divide e ingresa
a las torres absorbedoras, completando así el circuito (Figura 2).
Las condiciones de operación de la torre despojadora se presentan en la Tabla 7.
El producto de cabeza de la columna de regeneración, el cual está compuesto por
agua y gases ácidos, se condensa en el intercambiador ME-E104. Este condensado pasa
un tambor de separación donde se eliminan los gases presentes (principalmente H 2S). La
fase líquida es recirculada a la columna de regeneración.
Tabla 7. Condiciones de operación torre regeneradora ME-V302, operación actual
ME-V302
Tipo de amina
DEA
Temperatura fondo (°C)
119
Temperatura domo (°C)
113
Presión (kg/cm2)
1.5
30
Carga ácida en la amina pobre
(mol H2S/mol de DEA)
Carga ácida en la amina rica
(mol H2S/mol de DEA)
Flujo de amina (kg/h)
0.131
Flujo de vapor (kg/h)
275
0.154
800
Parte del agua y la DEA se pierde en la corriente de producto y principalmente en las
corrientes de gas de los diferentes equipos de separación, de tal forma que es necesaria una
reposición cosntante para que se logre una operación uniforme.
Un aspecto clave que se debe tomar en cuenta durante la operación de un
regenerador de aminas es la concentración de gas ácido residual presente en la corriente de
fondos de la torre. Si esta carga ácida de la amina regenerada o amina pobre, sobrepasa
cierto límite entonces la concentración de H 2S producto será demasiado alta para cumplir las
especificaciones de calidad del producto y de corrosión para las tuberías.
Los reportes de laboratorio presentan un resultado promedio de 0.13 molH 2S/mol
DEA para la carga ácida de la amina pobre y 0.15 molH 2S/mol DEA para la amina rica. Estos
valores son termodinámicamente inconsistentes y no reflejan fielmente la eficiencia del
proceso de absorción/desorción de gases ácidos en el sistema de tratamiento de aminas de
la unidad Merox LPG.
4.2
Modelo termodinámico
El equilibrio químico de este sistema no considera la presencia de CO2, simplificación hecha
con base en los reportes de composición resumidos en la Tabla 2. Este equilibrio viene
representado en este modelo por las siguientes ecuaciones:
RR´NH+2
K1
H+ + RR´NH
H2O
K2
H+ + OH-
H2S
K3
H+ + HS31
HS-
K4
H+ + S2-
La aplicación de Aspen Plus Amines, usa el método de Kent-Eisenberg para el
cálculo de coeficientes de fugacidad y entalpía para los componentes de una mezcla líquida.
Las constantes de equilibro vienen dadas por la siguiente expresión:
Ln Ki = A1i + A2i/T + A3i/T2 + A4i/T3 + A5i/T4
Las ecuaciones del equilibrio químico se resuelven simultáneamente con las
ecuaciones de balance. Así se obtienen las fracciones molares del H 2S libre en solución. La
presión parcial de equilibrio del H2S se relaciona con su respectiva concentración libre
mediante la constante de Henry:
Ln Hi = B1i + B2i/T
Para sistemas que contienen dietanolamina el rango de aplicación del método viene
dado en la Tabla 8.
Tabla 8. Rango de aplicabilidad del método de propiedades de Aminas
(Aspen Tech, 2010)
Temperatura
Concentración másica de amina en la solución (DEA)
Máxima carga de H2S
32 - 135
10 - 50
0.8
°C
%
mol gas/mol amina
Los valores de los coeficientes para las siete constantes: (A1i,…A5i) y (B1i, B2i), vienen
definidos dentro del sistema de propiedades físicas de Aspen Plus. Los coeficientes para las
constantes de equilibrio fueron determinados mediante regresión y sus valores vienen
asignados en la base de datos del programa. No se requiere añadir ningún otro parámetro
para este modelo.
32
La fugacidad aparente y entalpía parcial molar, la energía de Gibbs y la entropía del
H2S son calculadas mediante relaciones termodinámicas estándar. Las reacciones químicas
son siempre consideradas. En este método, los cálculos de las propiedades termodinámicas
del sistema emplean modelos predefinidos en el simulador y quedan especificados en la
Tabla 9.
Tabla 9. Modelos empleados por el método propiedades de Aminas
(Aspen Tech Inc, 2010)
Propiedad
Mezcla en fase vapor
Coeficiente de fugacidad
Densidad
Entalpía
Entropía
Mezcla en fase líquida
Coeficiente de fugacidad
Energía libre de Gibbs
Modelo
Redlich-Kwong
Gas ideal
Coeficiente
Hildebrand
de
actividad,
Scatchard-
Coeficiente de fugacidad para componentes
puros, Chao Seader
Presión de vapor general para componentes
puros (agua y aminas)
Kent-Eisenberg (H2S y CO2)
Calor
de
evaporación
general
del
componente puro
Volumen molar de Rackett/Campbell-Thodos
Entalpía
Entropía
Densidad
4.3
Modelo de torres de absorción/desorción
Aspen Plus incluye el módulo RadFrac, que es un modelo riguroso para simular todos los
tipos de fraccionamiento líquido-vapor en etapas múltiples, tanto en equilibrio como en no
equilibrio. Además de columnas de destilación ordinaria, se pueden simular columnas de
absorción con o sin reboiler, columnas de despojamiento con o sin reboiler, columnas de
destilación azeotrópica y extractiva. Según la configuración de la torre el modelo puede
incluir reboiler, condensador o ninguno de éstos.
33
RadFrac también es aplicable a sistemas trifásicos, sistemas con todo tipo de rangos
de punto de ebullición y sistemas que exhiben un comportamiento altamente no ideal en la
fase líquida.
Los procesos de absorción de H2S de la corriente de LPG en las columnas ME-V304
y ME-V321, y de desorción de H2S de la corriente de DEA en la columna ME-V302, se
representan en este trabajo mediante el módulo RadFrac dentro de la simulaciones
efectuadas.
4.4
Procedimiento
Para la operación de las columnas absorbedoras y de la columna de regeneración en un
punto cercano al óptimo se requiere considerar la evaluación de ciertos parámetros clave
que afectan la capacidad de la unidad. Un procedimiento basado sobre un análisis de
sensibilidad se usa para estudiar el desempeño del sistema de absorción y del sistema de
regeneración en la unidad Merox de la REE.
El procedimiento descrito aquí puede ser de aplicación general en una unidad de
tratamiento de gases o LPG con alcanolaminas.
4.4.1 Validación del modelo empleado
En este trabajo se usa un modelo de equilibrio líquido-vapor, adaptándolo para representar
el endulzamiento de una corriente líquida de hidrocarburos. Para corroborar la aplicabilidad
del modelo en sistemas de endulzamiento de hidrocarburos líquidos es necesario llevar a
cabo la simulación de diferentes procesos reportados en la literatura.
En una torre absorbedora el mecanismo de separación es la diferencia de solubilidad
del gas ácido en la fase hidrocarburo y en la fase acuosa. Aun cuando el LPG y la amina son
dos fases líquidas este principio es aplicable al gas ácido que se solubiliza en el medio
líquido. De este modo es posible extrapolar el modelo disponible en Aspen Plus para el
endulzamiento de un hidrocarburo líquido. Este planteamiento general es también usado en
la mayoría de documentos publicados sobre tratamiento de LPG con alcanolaminas
(Honerkamp, 1976; Holmes, 1984; Fleming, 1988).
La mayor parte de la información disponible se refiere la absorción de dióxido de
carbono. Se evalúa la operación de plantas de tratamiento de LPG a diferentes condiciones
de operación con sistemas de soluciones de aminas y H2S o CO2. El método es igualmente
válido para ambos gases.
34
Para mostrar la validez de la aplicación del modelo, en la sección de resultados de
este trabajo se presenta el equilibrio de solubilidad del sistema DEA-H2S calculado con el
modelo Amines y los resultados de la simulación en comparación con datos de planta y con
los obtenidos con otro simulador de procesos.
4.4.2 Sistema de absorción de gases ácidos con solución de DEA
El análisis de sensibilidad es la técnica usada para estudiar el desempeño de las dos torres
absorbedoras (ME-V304 y ME-V321) de platos perforados existentes para remover el H 2S de
la corriente de LPG. Para propósitos de análisis, cada unidad absorbedora se aislará del
sistema de regeneración. Este enfoque simplifica el análisis del problema y permite una
mejor comprensión de la sensibilidad del sistema estudiado. De esta forma es más fácil
identificar aquellas variables del proceso que afectan su capacidad y descartar aquellas
menos significativas.
Posteriormente, se pueden emplear los resultados del estudio de la capacidad de
absorción del sistema para analizar el proceso de regeneración.
La secuencia del procedimiento aplicado para la operación de las columnas de
absorción viene representada en el diagrama de flujo de la Figura 4.
El desempeño de las columnas absorbedoras es analizado a través de la simulación
del proceso utilizando el modelo previamente validado. La variable a optimizar es el flujo de
recirculación de amina pobre. El objetivo es garantizar el mínimo contenido de H 2S (menos
de 4 ppm) en la corriente de LPG producto, asegurando que dicho contenido no cambie
significativamente con las variaciones del flujo de amina pobre. Un análisis de sensibilidad
permite satisfacer ambas condiciones.
Se seleccionan además tres parámetros del proceso para evaluar su efecto sobre la
capacidad de absorción del sistema ante variaciones del flujo de amina:

Eficiencia del proceso,

Temperatura de la corriente de amina pobre

Carga de gas ácido en la corriente de amina pobre.
Dichos parámetros son elegidos debido a que afectan directamente al contenido de
H2S en el LPG tratado. Como parte del análisis de sensibilidad se determina un punto de
estabilidad cuando el contenido de H 2S en la corriente de producto permanece inalterable
ante una variación en el flujo de recirculación de amina. Este análisis se hace para cada
unidad de absorción.
35
INICIO
P, xi, F, Tamina
pobre,
Número de
etapas
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD,
CONTENIDO DE H2S EN PRODUCTO
CON LA EFICIENCIA
Flujo mínimo preliminar de amina pobre
P, xi, F,
Tamina pobre,
Eficiencia
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD,
CONTENIDO DE H2S EN PRODUCTO
CON LA TEMPERATURA DE LA AMINA
POBRE
Flujo mínimo preliminar de amina pobre
Temperatura óptima, corriente de amina pobre
P, xi, F,
Tóptima amina
pobre,
Eficiencia
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD,
CONTENIDO DE H2S EN PRODUCTO
CON LA CARGA ÁCIDA DE LA AMINA
POBRE
Flujo óptimo de amina pobre
Carga ácida máxima en amina pobre
P, xi, Fóptimo,
Tóptima amina pobre,
Eficiencia,
Carga ácida
maxima
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD,
CONTENIDO DE H2S EN PRODUCTO
CON H2S EN LPG CARGA
Contenido máximo de H2S en carga de LPG
FIN
Figura 4. Diagrama de flujo, procedimiento la optimización de la operación de las columnas
absorbedoras
36
4.4.2.1
Eficiencia total de los platos de la torre de absorción
Para las absorbedoras de la unidad Merox LPG se consideran dos valores de eficiencia. El
primero de 22% que corresponde a dos platos ideales y nueve platos reales y un segundo
valor de 33% de eficiencia el cual corresponde a tres platos ideales y nueve platos reales.
Estos valores se fijaron tomando en cuenta el número de etapas reales de las columnas
existentes.
El objetivo de este paso es determinar el rango del flujo de amina de recirculación
que permita obtener un producto en especificación, manteniendo la estabilidad del proceso
ante un cambio en la eficiencia de la unidad absorbedora.
El punto de partida del análisis es el correspondiente a las condiciones de la
operación actual. Para mostrar claramente el resultado del análisis de sensibilidad, se
obtiene y grafica el contenido de H2S (ppm) en el producto como función del flujo de amina
pobre (kg/h) para una eficiencia dada. Estos valores se obtienen de la simulación del
proceso con el empleo del simulador. El esquema del modelo se presenta en la Figura 5.
Para las eficiencias de 22% y de 33% se usa el modelo RadFrac, de Aspen Plus.
Figura 5. Modelo de las columnas absorbedoras, unidad Merox LPG, Aspen Plus
37
Con este procedimiento se determina el punto a partir del cual un incremento en el
flujo de amina ya no mejora la capacidad de absorción, independientemente de la eficiencia
considerada. Debido a que la meta es minimizar los requerimientos de amina, un análisis
adicional es necesario para encontrar un punto óptimo para el flujo de operación.
4.4.2.2
Temperatura de la corriente de amina pobre
En este paso se evalúa la sensibilidad del proceso de absorción de H 2S ante fluctuaciones
en la temperatura de la corriente de amina pobre. Esta temperatura se mantiene usualmente
entre 5 y 11 °C por encima de la temperatura de la corriente del hidrocarburo cuando se trata
de un gas (Addington & Ness, 2010). En este análisis también se toma este criterio como
una referencia. Es previsible que pueda observarse una variación del contenido de H2S en el
producto debido a las variaciones de la temperatura de la amina pobre que ingresa a las
columnas absorbedoras, dentro de lo límites de eficiencia considerados es estas unidades.
El procedimiento es similar al empleado en el caso de la eficiencia de las columnas. Para
valores definidos de temperatura de amina pobre y eficiencia del proceso, se grafican los
resultados de concentración de H2S (ppm) en el LPG producto, obtenidos mediante la
simulación del proceso.
Se encuentra el punto a partir del cual un incremento en el flujo de amina (kg/h de
solución de DEA) ya no mejora la capacidad de absorción, independientemente de la
temperatura de la corriente de amina pobre y eficiencia consideradas.
4.4.2.3
Carga ácida en la corriente de amina pobre
En este punto se observa la influencia de la variación de la carga ácida en la amina pobre
para cada columna de absorción, considerando los resultados de los análisis previos, a partir
de los cuales de definen las condiciones óptimas de flujo y temperatura para la amina pobre.
Aún es necesario determinar la sensibilidad ante la variación en la carga ácida de la amina
pobre procedente del sistema de regeneración.
Una estimación preliminar se consigue con los valores óptimos de temperatura y flujo de
amina, ajustando la carga ácida para conseguir que el producto LPG esté dentro de
especificación en cuanto al contenido de H 2S. Con este valor de carga ácida obtenido, se
lleva a cabo el análisis de sensibilidad para la concentración de H 2S en el producto ante
variaciones de flujo de la amina pobre. Se encuentra el punto a partir del cual un incremento
en el flujo de amina ya no mejora la capacidad de absorción.
38
4.4.2.4
Contenido de H2S en la carga de LPG
Una vez obtenidos los valores óptimos de operación para las unidades de absorción,
se puede llevar a cabo un análisis de sensibilidad para evaluar la capacidad de absorción del
sistema con una variación en la concentración de H2S en el LPG carga a la unidad Merox. En
este análisis se consideran las diferentes condiciones de eficiencia total de platos
previamente definidas.
4.4.3 Sistema de regeneración de amina
El segundo proceso fundamental de la unidad Merox LPG es la regeneración de amina. Este
proceso tiene lugar principalmente en la torre de regeneración ME-V102. La operación de
este equipo es analizada en esta parte del trabajo. En la Figura 6 se presenta el modelo del
diagrama de flujo de esta sección en Aspen Plus.
Figura 6. Modelo de “tambor flash” y regeneración de amina, unidad Merox LPG, Aspen Plus
Se efectúa un análisis de sensibilidad para evaluar el desempeño de la sección de
absorción a partir del cual se determina una carga ácida máxima para una operación óptima
de este sistema. Tomando como referencia dicho parámetro, el objetivo operacional de la
regeneración de amina estará definido por ese límite de composición.
39
La capacidad de regeneración se evalúa a través de la simulación del modelo
desarrollado. La variable a optimizar es el flujo de vapor en el reboiler. El objetivo es
garantizar una carga ácida en la corriente de amina pobre con un valor máximo de 0.014 mol
H2S/mol DEA. El análisis considera diferentes valores de temperatura de alimentación de la
amina pobre a la columna ME-V302, con la finalidad de abarcar todo el rango de operación.
El procedimiento empleado en este análisis se esquematiza en la Figura 7
INICIO
P, xi, F, Tamina rica,
Número de etapas,
Carga térmica
reboiler
ANALISIS DE SENSIBILIDAD, CARGA
TÉRMICA EN REBOILER CON LA
TEMPERATURA DE LA AMINA RICA
Temperatura óptima de amina rica
P, xi, F, Tóptima amina
rica, Número de
etapas, Carga
térmica reboiler
ANALISIS DE SENSIBILIDAD, CARGA
TÉRMICA EN REBOILER CON
RELACION VAPOR/AMINA EN TORRE
REGENERADORA
Relación óptima flujo de vapor a reboiler/flujo
de amina
P, xi, F, Tóptima amina
rica, Número de
etapas, Relación
óptima vapor/amina
ANALISIS DE SENSIBILIDAD, CARGA
TPERMICA EN REBOILER CON
PRESIÓN DEL REBOILER
Presión óptima en reboiler
FIN
Figura 7. Diagrama de flujo, procedimiento de análisis de los parámetros de operación de la
torre de regeneración
40
Para desarrollar el análisis de sensibilidad correspondiente, se seleccionan además 2
parámetros del proceso que afectan de manera directa el contenido de H 2S en la amina
regenerada:

Relación flujo de vapor/ flujo de amina

Presión en el reboiler de la torre de regeneración
En cada caso se evaluó el efecto de la temperatura sobre la capacidad de
regeneración del sistema con la variación del flujo de vapor.
4.4.3.1
Temperatura de la corriente de amina rica
El primer paso consiste en un análisis de sensibilidad para evaluar el requerimiento térmico
en el reboiler, para conseguir una carga ácida de 0.014 mol H 2S/mol DEA en la amina pobre,
con la variación de la temperatura de la corriente de carga de amina rica. Se obtiene
entonces un valor óptimo de esta temperatura.
4.4.3.2
Relación flujo de vapor/flujo de amina en la torre de regeneración ME-
V302
Con el cambio de la relación de vapor, cambia también la calidad de la amina. El objetivo en
este análisis es evaluar el requerimiento térmico del reboiler con la relación de vapor, para
una carga ácida de amina definida y mediante un análisis de sensibilidad mediante la
simulación del proceso de regeneración en Aspen Plus.
4.4.3.3
Presión de el reboiler de la torre de regeneración ME-V302
Para evaluar la influencia del cambo de presión en el reboiler de la columna de regeneración
de amina sobre el requerimiento térmico del reboiler, se lleva a cabo un análisis de
sensibilidad. Se fija la carga ácida en su valor de 0.014 mol H 2S/mol DEA. Los resultados
son obtenidos mediante el simulador de procesos.
4.4.4 Evaluación de la operación
La operación de las unidades de absorción ME-V304 y ME-V321 y de la columna de
regeneración de amina ME-V302, se evalúa con respecto a los criterios de diseño
usualmente aceptados y mencionados anteriormente en este trabajo.
41
4.4.5 Simulación del proceso de tratamiento de aminas en la unidad Merox LPG
Una vez determinados los parámetros de operación, mediante los criterios de diseño y los
análisis de sensibilidad, se puede completar la simulación del proceso global de
absorción/regeneración de amina en la unidad Merox LPG. En la Figura 8 se presenta el
diagrama de flujo del proceso modelado en Aspen Plus.
Para los equipos del proceso que no han sido estudiados en detalle, como bombas y
enfriadores, se emplean los parámetros de operación usualmente observados en la planta.
Se incluye también una corriente de reposición de DEA y agua, permitiendo así
estimar los requerimientos de reposición de estos dos insumos para una operación estable.
Esta reposición debe hacerse para compensar las pérdidas, principalmente por evaporación,
ocurridas durante la operación.
42
Figura 8. Diagrama de flujo sistema de tratamiento de aminas, unidad Merox LPG, Aspen Plus
43
El modelo para la simulación del proceso está estructurado por varios módulos,
disponibles en Aspen Plus, interconectados entre si de acuerdo con el diagrama de flujo y
bajo las condiciones de operación del proceso. En la Tabla 10 se detalla la configuración de
dicho modelo.
Para la simulación de este proceso se hacen algunas simplificaciones, además existen
limitaciones inherentes al modelo. Las mismas se mencionan a continuación.

No se incluyen los efectos de la presencia de sales complejas térmicamente estables.

El método de Aminas de Aspen Plus, y en general todos los modelos empleados en
los simuladores comerciales, presenta limitaciones en la precisión de los resultados
entregados cuando se manejan muy bajas concentraciones de H 2S en un sistema de
equilibrio para soluciones de alcanolaminas con la corriente de hidrocarburo. En este
estudio, los resultados obtenidos sugieren que una concentración inferior a 4 PPM de
H2S en el producto equivaldría a tener un LPG producto en especificación, con un
valor reportado de 0 PPM de H2S.

La reposición de amina y agua al proceso, se realiza continuamente durante la
operación. Evidentemente la cantidad de agua es mucho mayor.

En el diagrama de flujo se incluyen los intercambiadores E1 y E2. Estos equipos no
existen el proceso real pero sirven en la simulación para permitir el manejo de las
relaciones de equilibrio líquido-vapor propias del modelo empleado.

El plato 10 de la torres de absorción, es un plato ciego y no se lo considera en los
cálculos de eficiencia de platos.

En la torre de regeneración de amina se tiene una equivalencia de 2 etapas de
equilibrio teórico para el lecho de relleno.
44
Tabla 10. Especificaciones del modelo para la simulación del proceso para el sistema de
tratamiento de aminas, unidad Merox LPG
Equipo
Nomenclatura
Divisor de la corriente de
amina pobre
Columna de absorción de
amina ME-V304
SPLITDEA
MEV304
RadFrac
Columna de absorción de
amina ME-V321
MEV321
RadFrac
Divisor de la corriente de
LPG
Tambor separador “flash”
ME-V327
Bomba
ME-P308A/B,
alimentación a la torre de
regeneración
Intercambiador
fondos/carga de la torre de
regeneración ME-E302
Columna regeneración de
amina ME-V302
SPLITLPG
Spliter
MEV327
Flash2
MEP308
Pump
MEE302
HeatX
MEV327
RadFrac
Condensador de amina del
regenerador ME-E304
Acumulador de amina del
regenerador ME-V303
Bomba de reflujo de amina
ME-P306A/B
Bomba de recirculación de
amina pobre ME-P305A/B
Enfriador de amina pobre
ME-E301
MEE304
Heater
MEV303
Flash2
MEP306
Pump
MEP305
Pump
MEE301
Heater
MIXER
Mixer
Mezclador de reciclo
amina de reposición
y
Módulo
Aspen Plus
Spliter
Especificación
Fracción de corriente hacia MEV304: 0.5
Tipo de cálculo: equilibrio
Número de etapas: 2
Condensador: no
Reboiler: no
Presión: 14 kg/cm2
Tipo de cálculo: equilibrio
Número de etapas: 2
Condensador: no
Reboiler: no
Presión: 14.5 kg/cm 2
Fracción de corriente hacia MEV321: 0.6
Temperatura: 35 °C
Presión: 2.2 kg/cm 2
Presión de descarga:
8 kg/cm2
Método de cálculo: shortcut
Temperatura de salida de la
amina rica: 95 °C
Tipo de cálculo: equilibrio
Número de etapas: 2
Condensador: no
Reboiler: calderín
Requerimiento
térmico
del
reboiler: 49740.1 kcal/h
2
Presión domo: 1.7 kg/cm
Presión reboiler: 2 kg/cm 2
Cambio de temperatura: -30°C
Caída de presión: 0 kg/cm2
2
Presión: 1.5 kg/cm
Temperatura: 60°C
Presión de descarga:
3.2 kg/cm2
Presión de descarga:
26 kg/cm2
Temperatura: 50°C
Caída de presión:
0 kg/cm2
2
Presión: 24.5 kg/cm
Temperatura: 50°C
45
V.
RESULTADOS
En esta sección se presentan los resultados de la simulación del proceso en Aspen Plus bajo
los parámetros de operación definidos previamente en el capítulo anterior
5.1
Resultados de la validación del modelo aplicado a tratamiento de
LPG
Es necesaria una evaluación de los datos de equilibrio líquido-vapor generados mediante el
método elegido dentro de la simulación del proceso en relación a los reportados para el
sistema agua – dietanolamina – ácido sulfhídrico (Lawson y Garst, 1976). Estos datos de
equilibrio se reportan en la generalidad de lo casos como presión parcial de equilibrio de H 2S
para la fase vapor y carga de H2S para la fase líquida (mol de H2S/mol de DEA).
En la Figura 9 se grafican los datos de equilibrio del mismo sistema generados por el
método de aminas de Aspen Plus en las unidades apropiadas y también los puntos
experimentales. Como era previsible, resulta evidente que el modelo empleado se ajusta
apropiadamente a los datos experimentales de equilibrio.
120
P H2S
(mmHg)
Curva de solubilidad
Punto experimental
100
80
60
40
20
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
mol H2S/mol DEA
Figura 9. Curva de solubilidad de equilibrio sistema DEA 25% - H2S (datos generados por el
modelo en Aspen Plus) y puntos experimentales
46
.Para un proceso de absorción de gases ácidos de LPG en dietanolamina el nivel
máximo de H2S recomendado en la amina rica es 0.35 – 0.40 mol gas ácido/mol DEA
(DuPart, Bacon, & Edwards, 1993).
La validez de esta aproximación queda evidenciada por la comparación de los
resultados obtenidos con respecto a los reportados en la literatura existente sobre procesos
de plantas de tratamiento de LPG por absorción con aminas, bajo diferentes condiciones de
operación. En la Tabla 11 se presentan los resultados comparativos obtenidos con respecto
a los valores de planta reportados y a los calculados mediante otro simulador comercial.
47
Tabla 11. Cálculos y condiciones de operación de columnas absorbedoras para el tratamiento de LPG
Planta
1
3
Hidrocarburo
Flujo (gpm)
P (psia)
T entrada (°F)
Carga de gas ácido
CO2 (ppm)
H2S (ppm)
Gas ácido producto
CO2 (ppm)
H2S (ppm)
Tipo de amina
% (w/w)
Flujo, (gpm)
Carga amina pobre
(mol gas/mol amina)
Carga amina rica
(mol gas/mol amina)
Tipo de contactor
Número de etapas de
equilibrio
2
4
3
reporte
cálculo
Aspen
reporte
cálculo
TSWEET
250
435
55
250
435
55
42
80 - 90
44
214.7
85
42
214.7
85
2261
-
2257
-
5000
-
5020
-
NIL
-
1.2
-
100
-
47
-
15
100
0.1923
15.07
100
0.1923
8
5.3
0.10
0.2094
0.2174
0.44
Eductor
1
Flash
1
-
5
reporte
cálculo
TSWEET
cálculo
Aspen
42
214.7
85
21
280
-
22
280
85
21
280
85
5000
-
5000
-
nil
1080
1080
1080
109
.
142
-
nil
12.6
8
5.3
0.10
8
5.3
0,10
8
5.3
0,10
5
5
0.07
9.2
MEA
5
5
0.07
0.42
0.43
0,428
0.13
0.13
0.13
Flash
1
-
MEA
cálculo
Aspen
MEA
Columna de 10 platos
1
eficiencia
10%
Eductor
1
5
5
0.07
Flash
1
3
Bacon, 1972
Honerkamp, 1975
5
Holmes, 1984
4
48
En relación a la concentración de equilibrio para el contenido de H 2S en el producto,
el valor reportado en planta para la carga ácida de la amina no es lo suficientemente bajo
para que el producto llegue a estar dentro de la especificación. Los valores obtenidos
mediante el cálculo del equilibrio del sistema se presentan en la Tabla 12.
Tabla 12. Contenido de H2S en las corrientes de amina y LPG
Carga ácida, amina pobre
H2S en LPG carga
H2S en LPG producto
Valor reportado
0.131
9 PPM
0 PPM
Valor calculado Aspen Plus6
0.131
0.015
9 PPM
9 PPM
7
147 PPM
4 PPM
En esta aproximación inicial se usa el valor estimado para la carga ácida en la amina
pobre de 0.015 mol H2S/ mol DEA. Conseguir estos niveles de carga ácida en la
regeneración es un aspecto estudiado más adelante en este trabajo.
5.2
Análisis de sensibilidad para la eficiencia de las columnas
absorbedoras
De acuerdo al comportamiento presentado en las Figuras 10 y 11, particularmente
para flujos bajos de amina, se puede observar que el incremento del contenido de H2S es
prácticamente asintótico mientras disminuye el flujo de amina. Cuando se incrementa el flujo,
se alcanza un punto mínimo de concentración de H 2S. En este punto se alcanza el límite de
equilibrio en el domo de la torre de absorción.
Si únicamente se hubiese considerado en la simulación una eficiencia de 33%, un
flujo de amina de 300 kg/h o mayor, sería adecuado para lograr un valor estable para la
máxima pureza del producto (zona horizontal de las curvas). Sin embargo, si la eficiencia del
equipo decrece durante la operación, el contenido de H 2S se vería incrementado en alguna
medida. Para la columna ME-V304, las curvas prácticamente se sobreponen para un flujo de
500 kg/h o mayor. Este valor puede ser tomado como el apropiado para un diseño
conservador que garantice la estabilidad de la operación dentro de los límites requeridos y
para las eficiencias consideradas. Análogamente para la columna ME-V321 el flujo mínimo
preliminar apropiado es 550 kg/h.
6
7
Para una etapa de equilibrio teórico
Mínimo valor de la concentración de H2S en LPG para el límite de equilibrio de absorción
49
H2S en LPG producto, ppm
9
8
7
6
Eficiencia 22%
5
Eficiencia 33%
4
3
2
0
200
400
600
800
1000
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 10. Curvas de sensibilidad relacionadas a la eficiencia de la torre absorbedora MEV304
H2S en LPG producto, ppm
16
14
12
10
Eficiencia 22%
8
Eficiencia 33%
6
4
2
0
200
400
600
800
1000
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 11. Curvas de sensibilidad relacionadas a la eficiencia de la torre absorbedora MEV321
50
Evidentemente el contenido de H2S en el producto es mayor para la menor eficiencia.
Al incrementar el flujo de amina, disminuye la cantidad de gas ácido en el producto hasta un
determinado valor mínimo. Este punto corresponde al límite del equilibrio en el domo de la
columna, es decir a la máxima pureza posible para los valores de temperatura y carga ácida
de la amina pobre. El mismo análisis se lleva a cabo con el otro valor de eficiencia.
El resumen de los resultados obtenidos se presenta en las Tablas 13 y 14. La
diferencia máxima en el contenido de H2S en el producto en las condiciones analizadas, es
menor que 1 ppm de H2S.
Tabla 12. Sensibilidad del sistema de absorción con la eficiencia de la columna de
absorción, ME-V304
ME-V304
Flujo amina pobre
Eficiencia
22%
Eficiencia
33%
Carga ácida amina rica
Concentración H2S en producto
Carga ácida amina rica
Concentración H2S en producto
350 kg/h
0.378 m3/h
0.016
(mol H2S/mol
DEA)
4 PPM
0.016
(mol H2S/mol
DEA)
3.8 PPM
500 kg/h
0.540 m3/h
0.016
(mol H2S/mol
DEA)
3.8 PPM
0.016
(mol H2S/mol
DEA)
3.8 PPM
Tabla 13. Sensibilidad del sistema de absorción con la eficiencia de la columna de
absorción, ME-V321
ME-V321
Flujo amina pobre
350 kg/h
3
Eficiencia
22%
Eficiencia
33%
Carga ácida amina rica
Concentración H2S en producto
Carga ácida amina rica
Concentración H2S en producto
0.378 m /h
0.017
(mol H2S/mol
DEA)
4.1 PPM
0.021
(mol H2S/mol
DEA)
3.8 PPM
550 kg/h
0.594 m3/h
0.016
(mol H2S/mol
DEA)
3.9 PPM
0.019
(mol H2S/mol
DEA)
3.7 PPM
51
5.3
Análisis de sensibilidad para la temperatura de la corriente de
amina pobre en el sistema de absorción
En las Figuras 12 y 13 se muestran las curvas de sensibilidad para la temperatura de la
amina, dentro de los límites de eficiencia estudiados aquí y para diferentes valores de
temperatura.
La temperatura de la corriente de alimentación observada para el LPG es 43°C. En
ambas columnas se consideran temperaturas de la corriente de amina pobre de 45°C, 50°C
y 54°C, para el caso de 33% de eficiencia. Para el caso en el cual la eficiencia es 22%, se
consideran temperaturas de 45°C y 54°C en la amina.
Para la columna ME-V304, un flujo de 350 kg/h ya asegura una diferencia menor que
1 ppm de H2S en el LPG producto para ambas condiciones de eficiencia y para cualquiera de
las temperaturas consideradas. Para un flujo mínimo de 550 kg/h, todas las curvas
prácticamente se superponen, lo cual representa una operación estable. Se puede escoger
un flujo intermedio para una operación estable y eficiente, lejos de la zona asintótica
representada en las Figuras 12 y 13. Un flujo de 450 kg/h es apropiado.
Para la columna ME-V321 el flujo mínimo a partir del cual se consigue un producto
con una diferencia menor a 1 ppm de H2S para cualquier curva, es 250 kg/h y se requieren al
menos 600 kg/h para que todas las curvas se tornen aproximadamente horizontales
(operación estable). Con los mismos criterios usados para la columna ME-V301, un flujo de
425 kg/h es apropiado en este caso.
Para la máxima temperatura de amina considerada, 54°C, no existe una sensibilidad
significativamente diferente que para aquellas menores. Entonces es posible reducir los
requerimientos de agua de enfriamiento para la corriente de amina pobre, sin modificar
significativamente la capacidad de las columnas de absorción.
52
H2S en LPG producto, ppm
20
18
T 45°C, Ef 33%
T 50°C, Ef 33%
T 54°C, Ef 33%
T 45°C, Ef 22%
T 54°C, Ef 22%
16
14
12
10
8
6
4
2
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 12. Curvas de sensibilidad relacionadas a la temperatura de la amina pobre, ME-V304
H2S en LPG producto, ppm
16
14
T 45°C, Ef 22%
T 54°C, Ef 22%
T 45°C, Ef 33%
T 50°C, Ef 33%
T 54°C, Ef 33%
12
10
8
6
4
2
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 13. Curvas de sensibilidad relacionadas a la temperatura de la amina pobre, ME-V321
53
La influencia de la temperatura de amina pobre puede ser cuantificada para flujos de
450 y 425 kg/h respectivamente en las columnas ME-V304 y ME-V321. En las Tablas 15 y
16 se muestran los requerimientos de enfriamiento8 para la amina pobre en las condiciones
extremas, es decir eficiencia 22%, 54°C y eficiencia 33%, 45°C.
Tabla 14. Sensibilidad del sistema de absorción con la temperatura de la amina pobre,
columna ME-V304, 450 kg/h amina pobre
Columna ME-V304
Temperatura de
amina pobre
(°C)
54
Eficiencia total de
platos (%)
H2S en producto
(PPM)
Requerimiento de
enfriamiento (kcal/h)
22
4.3
13005.8
45
33
3.8
16510.4
Tabla 15. Sensibilidad del sistema de absorción con la temperatura de la amina pobre,
columna ME-V321, 425 kg/h amina pobre
Columna ME-V321
Temperatura de
amina pobre (°C)
54
Eficiencia total de
platos (%)
22
H2S en producto
(PPM)
4.1
Requerimiento de
enfriamiento (kcal/h)
12283.3
45
33
3.8
15593.2
En las Tabla 15 y 16 se puede ver que disminuyendo la temperatura de 54 a 45 °C, el
requerimiento térmico de enfriamiento aumenta en un 27%. Al mismo tiempo el contenido de
H2S tiene una disminución del orden de 0.5 ppm cuando cambia la eficiencia del proceso.
Como un punto intermedio para la operación se puede seleccionar una temperatura
de 50°C para la amina pobre. Este valor será empleado para el diseño final. Aún si la
temperatura se incrementa hasta 54°C no hay una variación significativa en el gas ácido
presente en el LPG producto.
8
Para una temperatura promedio de entrada de la amina al intercambiador de 95°C
54
5.4
Análisis de sensibilidad para la carga ácida en la corriente de
amina pobre en el sistema de absorción
De los análisis hechos previamente se observa que el flujo de amina rica óptimo es 450 kg/h
y 425 kg/h, para las columnas absorbedoras ME-V304 y ME-V321 respectivamente. La
temperatura óptima es 50 °C en ambos casos. Es necesario todavía estudiar la sensibilidad
del sistema ante una fluctuación en la carga ácida de la amina pobre.
En las Tablas 17 y 18 se puede ver que una estimación de carga ácida para la amina
pobre de 0.014 mol H2S/mol DEA resulta suficiente para lograr la especificación del producto,
en cuanto a contenido de H2S, con los valores óptimos de temperatura y el flujo de dicha
corriente
En la Tabla 17 se presenta el análisis de sensibilidad, para los parámetros óptimos de
la columna absorbedora ME-V304, ante la variación de la carga ácida en la corriente de
amina pobre. La concentración de DEA en la solución de amina se mantiene en 20%.
Tabla 16. Análisis de sensibilidad para la carga ácida de la amina pobre, 450 kg/h, 50°C, MEV304
Carga ácida amina pobre
(mol H2S/mol DEA)
H2S en producto (PPM)
0.010
Eficiencia total
de platos 22%
1.9
Eficiencia total de
platos 33%
1.9
0.012
2.7
2.6
0.014
3.6
3.5
0.016
4.7
4.6
0.018
5.8
5.7
0.020
7.1
7.0
0.022
8.6
8.5
Los resultados del mismo análisis para la columna ME-V321 se presentan en la Tabla 17.
55
Tabla 17. Análisis de sensibilidad para la carga ácida de la amina pobre, 425 kg/h, 50°C, MEV321
Carga ácida amina pobre
(mol H2S/mol DEA)
H2S en producto (PPM)
0.010
Eficiencia total
de platos 22%
2.1
Eficiencia total de
platos 33%
1.9
0.012
2.9
2.7
0.014
3.8
3.6
0.016
4.9
4.7
0.018
6.1
5.9
0.020
7.4
7.2
0.022
8.8
8.6
La sensibilidad del sistema se evalúa ahora conservando la carga ácida en 0.014 mol
H2S/mol DEA y variando el flujo de amina pobre. En las Figuras 14 y 15 se presentan las
curvas de sensibilidad correspondientes. El proceso muestra poca sensibilidad a los cambios
de temperatura.
Para la columna absorbedora ME-V304, el flujo de 450 kg/h de amina pobre
establecido como óptimo en un análisis previo. Este flujo corresponde aún a un punto de
operación estable, aunque a partir de 350 kg/h ya se alcanza la especificación del producto.
Adicionalmente se puede ver en la Figura 14 que para un flujo de 250 kg/h o superior ya se
tiene un producto en especificación de contenido de H 2S.
56
16
T 45°C, Ef 33%
H2S en LPG producto, ppm
14
T 54°C, Ef 33%
12
T 45°C, Ef 22%
T 54°C, Ef 22%
10
8
6
4
2
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 14. Curvas de sensibilidad relacionadas a la carga ácida de la amina pobre,
ME-V304
H2S en LPG producto, ppm
9
T 45°C, Ef 33%
8
T 54°C, Ef 33%
7
T 45°C, Ef 22%
T 54°C, Ef 22%
6
5
4
3
2
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Flujo de amina pobre (kg/h)
Figura 15. Curvas de sensibilidad relacionadas a la carga ácida de la amina pobre,
ME-V321
57
Para la columna ME-V321 un flujo de 450 kg/h de amina pobre es también un punto
de operación estable en este análisis de sensibilidad. También es notorio que para una
temperatura de amina de 54°C se tiene un leve incremento en la concentración de H 2S para
flujos mayores a 500 kg/h.
Para ambas torres de absorción, la carga ácida requerida máxima es 0.014 mol
H2S/mol DEA y el flujo de la amina pobre debe mantenerse próximo a 450 kg/h. El valor de
carga ácida estimado aquí es significativamente menor que el recomendado en la literatura
abierta cuando se usa DEA como absorbente. Estos valores recomendados pueden ser
usados como un punto de partida para la optimización del proceso. Para cualquier caso
específico esta carga ácida debería variarse de tal forma que se consiga que el contenido de
H2S requerido en el producto se alcance en la asíntota horizontal de la curva de sensibilidad.
El nivel de la carga ácida de la amina pobre está directamente relacionado con el vapor de
calentamiento en la torre de regeneración de amina.
En este análisis se ha considerado que la concentración de la solución de amina se
mantiene en 20%. Sería posible también estudiar la sensibilidad del sistema de absorción
ante la variación de la concentración de amina e incluso al evaluar mezclas de diferentes
tipos de aminas.
5.5
Análisis de sensibilidad para la carga de H2S en el LPG
En la Tablas 19 y 20 se presentan los resultados del análisis de sensibilidad para las
columnas de absorción con respecto a la concentración de H 2S en la carga de LPG y los
parámetros óptimos de flujo, temperatura y carga ácida de amina pobre estudiados
previamente.
Según los resultados presentados en la Tabla 19, el sistema de absorción ME-V304
puede recibir una carga de LPG con un contenido máximo de 30 ppm de H 2S para que el
producto esté dentro de la especificación requerida, bajo las condiciones de operación
óptimas encontradas en este estudio. Este contenido de ácido sulfhídrico corresponde a un
valor promedio en operación normal. Durante los relativamente breves periodos de arranque
de planta, los valores esperados son significativamente más elevados, previsiblemente
alrededor de 1500 ppm de H2S luego de la ampliación de FCC. Sin embargo, este hecho no
afecta la calidad promedio del producto final según se ha visto durante los años de operación
en la unidad Merox LPG.
58
Tabla 18. Análisis de sensibilidad para la carga de H2S en LPG, 450 kg/h, 50°C, 0.014 mol
H2S/mol DEA, ME-V304
Carga H2S en LPG
(PPM)
H2S en producto (PPM)
Eficiencia total
Eficiencia total de
de platos 22%
platos 33%
5
3.6
3.5
10
3.6
3.5
12
3.7
3.5
15
3.7
3.5
20
3.8
3.5
30
4.0
3.5
50
4.7
3.5
100
7.1
3.6
Tabla 19. Análisis de sensibilidad para la carga de H2S en LPG, 450 kg/h, 50°C, 0.014 mol
H2S/mol DEA, ME-V321
Carga H2S en LPG
(PPM)
H2S en producto (PPM)
5
Eficiencia total
de platos 22%
3.6
Eficiencia total de
platos 33%
3.6
10
3.8
3.6
12
3.9
3.6
15
4.0
3.6
20
4.2
3.7
30
4.9
3.8
50
6.6
4.2
100
13.6
6.7
Para la columna ME-V321, en la Tabla 20, se tiene que el máximo contenido de H2S
que puede ser absorbido en la unidad es 15 ppm. Este valor igual que en el caso anterior
corresponde a una operación con los parámetros de flujo, temperatura y carga ácida de
amina optimizados y dentro de los límites de eficiencia previamente definidos.
59
Al provenir de una misma línea de carga, el LPG de alimentación a las torres
absorbedoras tiene una capacidad suficiente para tratar un hidrocarburo con 15 ppm de H2S
en promedio, cuando la planta opera en un punto próximo al óptimo.
5.6
Análisis de sensibilidad para la temperatura de alimentación de
amina rica en la columna de regeneración de amina
En el análisis de sensibilidad presentado en la Figura 16, la temperatura de la corriente de
amina varía entre 70 y 110 °C. La carga ácida de la corriente regenerada se mantiene en
0.014 mol H2S/mol DEA. La relación entre la carga térmica del reboiler y la temperatura de la
amina rica es aproximadamente lineal.
La entalpía de condensación del vapor tomada en este análisis es 472.5 kcal/kg y
corresponde a un vapor saturado a 150 psig. Este valor podría requerir un ajuste de acuerdo
a las condiciones actuales de la calidad del vapor de media presión generado en la REE. Sin
embargo, el presente análisis sirve como un punto de referencia para encontrar la
temperatura óptima con respecto al requerimiento térmico demandado en la torre de
regeneración.
Q reboiler (kcal/h)
65000
Carga ácida amina
pobre 0.014 mol
H2S/mol DEA
60000
55000
50000
45000
40000
70
80
90
100
110
Temperatura amina rica (°C)
Figura 16. Análisis de sensibilidad para la temperatura de la corriente de amina rica
alimentada a la torre de regeneración, ME-V302
60
La temperatura que permite el mínimo requerimiento térmico en reboiler y es
operativamente factible resulta ser 99°C. En términos prácticos esta temperatura puede
fijarse en alrededor de 95°C.
En este análisis la operación del sistema de regeneración tiene un requerimiento
térmico de aproximadamente 50000 kcal/h, mientras que en la operación actual de la torre
ME-V302 el requerimiento térmico del reboiler es aproximadamente 130000 kcal/h. Esta
diferencia señala claramente la dimensión de la ineficiencia de la operación que es atribuible
a una muy significativa presencia de sales térmicamente estables resultantes de la
degradación de la amina, al alto nivel de formación de espuma existente en la amina y a
parámetros de operación no muy próximos a los óptimos.
En cuanto al escape de gases ácidos, la solución que comúnmente se ha dado es
emplear materiales más resistentes en esta área de la planta. La cantidad del gas ácido se
incrementa cuando aumenta la temperatura, al igual que sus efectos corrosivos.
Independientemente del sistema, una carga ácida de 0.4 mol/mol amina, presenta ya un
cierto grado de liberación de gases ácidos a una temperatura de alrededor de 70°C en la
corriente salida de la amina rica en el intercambiador fondos/carga. Cada situación es
diferente, pero una temperatura de 99°C (Addington & Ness, 2010) funciona bien para
cargas ácidas no demasiado altas como la que se maneja en el presente caso.
5.7
Relación flujo de vapor/flujo de amina en la columna de
regeneración de aminas
La relación de vapor (kg vapor/l amina recirculada) tiene efectos significativos en el
contenido de H2S residual de la solución de amina pobre. Para verificar la validez del uso del
valor recomendado de 0.12 kg/l (Addington & Ness, 2010), se realiza un análisis de
sensibilidad para la operación de la columna MV-302. El resultado del análisis se muestra en
la Tabla 21.
Para diferentes valores de flujo de la solución de amina 20% DEA, el requerimiento
térmico mínimo en el reboiler es determinado mediante la simulación del proceso de
regeneración en Aspen Plus
61
Tabla 20. Sensibilidad del requerimiento térmico del reboiler con la variación del flujo de
amina de recirculación, ME-V302
kcal/h
kg/h
Flujo de amina pobre,
carga ácida 0.014 mol H2S/mol
DEA
l/h
kmol/h
kg/h
19000
40.2
377.1
14.46
318.5
0.107
20000
42.3
396.9
15.22
335.2
0.107
23000
48.7
456.4
17.50
385.5
0.107
27000
57.1
535.8
20.54
452.5
0.107
40000
84.7
793.7
30.43
670.4
0.107
60000
127.0
1190.6
45.65
1005.6
0.107
90000
190.5
1785.9
68.47
1508.5
0.107
120000
254.0
2381.2
91.30
2011.3
0.107
Requerimiento mínimo
de vapor de 150 psig
Relación
de vapor
kg/l
La amina rica alimentada a la columna de regeneración tiene una carga ácida de
0.0158 mol H2S/mol DEA y una temperatura de 95°C. Para todos los valores de flujo de
amina, el producto de fondo de ME-V302 (amina pobre) tiene una carga ácida de 0.014 mol
H2S/mol DEA. La relación de vapor es 0.107 kg vapor/l amina, lo cual se aproxima bastante
al valor generalmente recomendado para un desempeño apropiado de este equipo. En la
operación actual la relación de vapor es aproximadamente 0.32 kg vapor/l amina, lo cual
evidencia una operación significativamente ineficiente según los criterios generalmente
aceptados y usados industrialmente. Esta anomalía podría explicarse por la presencia de
sales térmicamente estables y/o componentes no volátiles en la solución de amina, que
demandan una energía muy superior a la requerida únicamente para despojar el H2S en la
torre de regeneración. Otra explicación razonable es que existe una pérdida significativa de
la eficiencia del intercambiador ME-E303 (reboiler) por incrustaciones y ensuciamiento.
5.8
Análisis de sensibilidad para la presión en la columna de
regeneración de amina
La operación generalmente recomendada para columnas de regeneración de aminas
recomienda una presión de 2.1 – 2.2 bar. Para evaluar los beneficios potenciales de elevar la
presión de operación del reboiler, se modela el sistema regenerador de amina en Aspen Plus
62
con una carga ácida constante para la amina rica y variando la presión del sistema. La
calidad de la amina regenerada se mantiene constante ajustando el requerimiento térmico
del reboiler en cada caso.
En la Figura 17 se muestra que para una presión mayor que 2.4 bar en el seno de la
amina, la temperatura se empieza a aproximar al punto inicial de degradación térmica de
Temperatura en reboiler (°C)
127°C (Addington & Ness, 2010).
165.0
155.0
Amina pobre, carga ácida
0.014 molH2S/molDEA
145.0
135.0
125.0
115.0
105.0
1
2
3
4
5
6
Presión en reboiler (bar)
Figura 17. Curvas de sensibilidad relacionada a la temperatura en el reboiler, ME-V302
En la Figura 18, se muestra la curva de sensibilidad para el requerimiento térmico con la
variación de la presión, en el reboiler. Los parámetros de simulación son los mismos que los
usados para el análisis presentado en la Figura 17.
En la Figura 18, se observa que el incremento en la presión del reboiler de la torre de
regeneración de amina, y subsecuentemente de la temperatura, aumenta el requerimiento
térmico necesario para lograr el nivel de despojamiento de H 2S necesario para regenerar la
amina. En otros casos de despojamiento de gases ácidos en solución de alcanolaminas,
aumentar la presión podría ocasionar una disminución en la energía requerida en el reboiler
(Addington, 2010).
63
Requerimiento térmico en reboiler (kcal/h)
64000.0
Amina pobre, carga ácida
0.014 molH2S/molDEA
62000.0
60000.0
58000.0
56000.0
54000.0
52000.0
50000.0
48000.0
1.8
2.8
3.8
4.8
5.8
Presión reboiler (bar)
Figura 18. Curva de sensibilidad relacionada al requerimiento térmico en el reboiler, MEV302
El aumento de la presión del reboiler podría ofrecer la ventaja de un menor
requerimiento térmico, aunque esto depende de cada sistema estudiado (Addington & Ness,
2010). Los beneficios también dependen en gran medida de la temperatura de alimentación
de la amina rica y la cantidad de calor sensible necesario para llevar a la amina hasta la
temperatura del reboiler.
5.9
Evaluación de la operación de las columnas absorbedoras en la
unidad Merox LPG
En la Tabla 22 se presenta el resultado de los cálculos para le evaluación de la operación
actual en las columnas ME-V304 y ME-V321, según lo desarrollado en los análisis de
sensibilidad de la sección y en los criterios de operación presentados en el capítulo III de
este trabajo.
64
Tabla 21. Evaluación de la operación actual de las columnas de absorción en la unidad
Merox LPG
Parámetro
ME-V304
ME-V321
Observaciones
Número global de
2.2
2.2
Flujo combinado
(gpm/pie2)
9.9
8.3
Relación
volumétrica
amina:HC
0.027
0.020
Carga ácida de
amina rica
(mol H2S/mol DEA)
0.0025
0.0034
Flujo de circulación
de amina (kg/h)
400
440
Para ejecutar el cálculo se toma la
concentración de H2S en el LPG producto en
las columnas absorbedoras como 1 ppm.
El número de platos requeridos según el
criterio correspondiente es 9. El diseño real
encaja perfectamente con este resultado.
El análisis de sensibilidad desarrollado
considera 22% y 33% como los límites de
eficiencia de platos. Esta estimación también
es consistente con el valor de NL calculado
El criterio establece un límite máximo de 15
gpm/pie2,
por
tanto
las
columnas
absorbedoras operan sin ningún tipo de
limitaciones hidráulicas
El valor mínimo para está relación según el
criterio revisado es 0.111. Es probable una
pérdida en la eficiencia de la transferencia
de masa en el sistema de absorción por
retromezclado de la amina.
Los reportes de laboratorio presentan una
carga ácida superior a 0.15 molH2S/mol DEA
en la amina rica. Existe una muy significativa
inconsistencia entre el valor determinado
experimentalmente y el valor calculado.
En las condiciones de operación promedio, el
límite de equilibrio de fases define una carga
ácida de 0.0158 mol H2S/mol DEA en la
amina rica para conseguir un producto en
especificación.
Lo anteriormente anotado, evidencia que la
solución
de
amina
está
altamente
contaminada y en consecuencia los valores
obtenidos experimentalmente no reflejan lo
que pasa en la operación de la planta
Con un enfoque en la remoción de gases
ácidos, el análisis de sensibilidad llevado a
cabo muestra que el flujo de amina óptimo es
450 kg/h, en ambos casos.
unidades de
transferencia,
NL
La operación de las columnas absorbedoras ME-V304 y ME-321, según esta
evaluación, está dentro de los límites dados por los lineamientos aceptados para operación
eficiente. La capacidad de absorción del sistema en las condiciones de operación actuales,
satisface los requerimientos del proceso. Esto es evidente también por la continua obtención
de un LPG sin H2S, reportado para las muestras tomadas en la corriente de salida de las dos
columnas absorbedoras.
65
5.10
Evaluación de la operación de la columna de regeneración
de amina en la unidad Merox LPG
La operación actual de la columna de regeneración de amina puede evaluarse sobre la base
de los análisis de sensibilidad llevados a cabo y las reglas de operación mencionadas en las
secciones anteriores. En la Tabla 23 se presenta el resumen de los resultados de la
evaluación.
Tabla 22. Evaluación de la operación actual de las columnas de regeneración de amina en la
unidad Merox LPG
Parámetro
ME-V302
Observaciones
Temperatura de
amina rica (°C)
86
Relación de vapor
(kg vapor/ l amina)
0.32
Presión en reboiler
(bar)
1.7
Temperatura en
reboiler (°C)
123
El análisis de sensibilidad desarrollado
muestra que un aumento en la
temperatura
de
la
corriente
de
alimentación de amina rica hasta un valor
de 95°C disminuiría el requerimiento
térmico del reboiler en un 12%, sin afectar
significativamente la operación y sin
favorecer la degradación de la amina.
El criterio generalmente empleado en la
operación normal de una columna
regeneradora de amina define este valor
en alrededor de 0.12 kg vapor/l amina.
Esta diferencia muestra la ineficiencia
térmica de la operación.
La presión recomendada esta entre 2.1 y
2.2 bar. Un incremento en la presión en el
caso estudiado no favorece la operación.
La temperatura debe mantenerse por
debajo de 127°C para minimizar la
degradación térmica de la amina.
5.11
Simulación del sistema de absorción/regeneración de DEA en la
unidad Merox LPG
La simulación del proceso global toma como valores de especificación del proceso aquellos
obtenidos mediante los análisis de sensibilidad previos y considera los criterios
convencionales de diseño. En la simulación se considera que la dietanolamina es fresca, por
lo que los efectos de los contaminantes que puedan estar presentes en la solución no son
estimados.
66
En las Tablas 24-29 se presentan los principales resultados de la simulación del
proceso en Aspen Plus. Los resultados completos son presentados en el Anexo B.
Tabla 23. Resumen de los resultados de la simulación para las columnas absorbedoras
Columna absorbedora
Etapa
MEV304
Fase LPG, fracción molar
H2O
DIETH-01
1 0.00987242
Etapa
H2S
7.47E-08
5.27E-06
2 0.00982967
8.07E-08
Fase amina, fracción molar
H2O
1
DIETH-01
PROPA-01
PROPY-01
0.0053745 0.15187752 0.30881042
6.57E-06 0.00537473 0.15188385 0.30882329
H2S
ETHAN-01
PROPA-01
PROPY-01
0.04160882 0.00058774
5.21E-10
1.63E-09
1.53E-08
2 0.95429403 0.04501348 0.00069111
Columna absorbedora
MEV321
5.42E-10
1.71E-09
1.60E-08
Etapa
0.9578021
ETHAN-01
Fase LPG, fracción molar
H2O
DIETH-01
1 0.00997095
Etapa
H2S
8.16E-08
DIETH-01
PROPA-01
PROPY-01
5.52E-06 0.00537396 0.15186236 0.30877959
2 0.00993613
9.25E-08
Fase amina, fracción molar
H2O
ETHAN-01
7.45E-06 0.00537414 0.15186738 0.30878981
H2S
ETHAN-01
PROPA-01
PROPY-01
1 0.95778711
0.04161145 0.00060007
5.54E-10
1.73E-09
1.62E-08
2 0.95224235
0.04700332
5.91E-10
1.87E-09
1.74E-08
0.0007529
Tabla 24.Resumen de los resultados de la simulación para el intercambiador carga/fondos
Intercambiador carga/fondos
MEE302
Entrada
Salida
Corriente caliente
DEA302C
DEA302D
Temperatura
120.74
C
63.66
C
Presión
1.96
bar
1.96
bar
Fracción vapor
0
0
Corriente fría
DEA303A
DEA302B
Temperatura
35.56
Presión
7.85
7.85
Fracción vapor
0
0
Requerimiento térmico 0.044452
C
95
C
Gcal/h
67
Tabla 25.Resumen de los resultados de la simulación para la torre de regeneración de amina
Columna regeneradora
Vista
MEV302
Domo
Base Molar
Temperatura
115.53 C
Flujo de destilado
Reflujo
Etapa
2.764 kmol/h
15.323 kmol/h
Domo, fracción molar
H2O
DIETH-01 H2S
1 0.99866186
Etapa
ETHAN-01 PROPA-01
PROPY-01
4.62E-05
0.00126611
2.03E-09
9.96E-10
3.86E-08
2 0.99890961 6.16E-05
Fondo, fracción molar
0.00102868
1.07E-15
1.17E-16
1.55E-14
H2O
DIETH-01 H2S
1 0.95848565
ETHAN-01 PROPA-01
PROPY-01
4.08E-02
0.0006824
1.20E-16
1.31E-17
1.74E-15
2 0.95336981 0.0459916
0.00063858
8.53E-23
2.19E-24
9.77E-22
Tabla 26.Resumen de los resultados de la simulación para el condensador de amina
Condensador de amina
MEE304
Requerimiento energético
-0.0281497
Gcal/h
Temperatura de salida
80
C
Tabla 27.Resumen de los resultados de la simulación para el enfriador de amina
Enfriador de amina
MEE301
Requerimiento energético
-0.0118290
Gcal/h
Temperatura de salida
50
C
Tabla 28. Resumen de los resultados de la simulación para la corriente de reposición de
amina
Corriente para reposición
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
DEA
50
24.0262925
0
Flujo másico kg/hr
71.606638
Flujo volumétrico cum/hr
0.0739281
Flujo másico kg/hr
H2O
71.6033059
DIETH-01
0.00333188
H2S
2.00E-07
68
VI.
CONCLUSIONES
Con base en los resultados presentados y discutidos anteriormente, puede concluirse que:
1. El método Amines de Aspen Plus es válido para el cálculo del equilibrio de absorción
en sistemas de gases ácidos (H2S ó CO2) en una corriente de LPG, con
alcanolaminas.
2. Las columnas absorbedoras del sistema de tratamiento de aminas de la unidad
Merox LPG operan en un punto cercano al óptimo operacional y sin dificultades
hidráulicas. El flujo óptimo de circulación de amina en la unidad, para la capacidad
estudiada, es 450 kg/h en cada torre de absorción.
3. La eficiencia del proceso de regeneración de amina, bajo las actuales condiciones de
operación, no puede ser evaluada con precisión en términos de carga ácida de
amina, debido a la ausencia de un método analítico apropiado que proporcione los
datos necesarios para un cálculo confiable.
4. Bajo las condiciones óptimas de operación y en ausencia de contaminación de la
amina: la carga ácida máxima requerida en el proceso es 0.014 mol H2S/mol DEA en
la corriente de amina pobre, la temperatura de la corriente de amina pobre en el
sistema de absorción es 50°C, la temperatura de la corriente de amina rica en el
sistema de regeneración es 95°C, la relación de vapor en la torre de regeneración es
0.107 kg vapor/l amina y la presión máxima en el reboiler es 2.4 bar.
5. La solución de amina empleada en el proceso actualmente presenta contaminación.
Requiere ser repuesta para eliminar efectos adversos en la operación y para permitir
una evaluación confiable del proceso.
6. El requerimiento calculado de agua y dietanolamina, para reposición de las pérdidas
ocurridas durante el proceso y en ausencia de degradación, es respectivamente
51554 kg/mes y 2.4 kg/mes.
69
VII.

RECOMENDACIONES
Con base en los resultados obtenidos en los análisis de sensibilidad presentados en
este estudio, convendría reducir el consumo energético del proceso mediante la
disminución del requerimiento térmico en los intercambiadores ME-E301 y ME-E303
sin que esta acción perjudique la calidad el producto. Estos ajustes deberían hacerse
sujetos a pruebas de campo que verifiquen el alcance de este planteamiento.

Considerando el tiempo de operación por el cual ha sido empleada y el bajo nivel de
reposición de la amina, en comparación con los resultados de este estudio, se hace
necesario tomar alguna acción para limpiar la solución de amina. La forma más fácil
de eliminar el problema de la contaminación de la amina es sustituir la solución usada
actualmente en el proceso, cuando la situación de la planta lo permita. La purga de la
solución contaminada y su reposición con amina fresca reduce los niveles de
impurezas. Obviamente, no es una técnica muy eficaz dado el alto costo de desechar
la amina. A corto plazo mejora los resultados, pero la acumulación de contaminantes
hace de este un procedimiento de costo prohibitivo en el largo plazo. Para el corto
plazo, este procedimiento es la mejor elección para reducir las dificultades
operacionales, mientras sus causas son investigadas y remediadas. La disposición
final de la amina eliminada es otro problema. Las alcanolaminas no son fácilmente
biodegradables, y no pueden ser procesadas fácilmente en los sistemas de aguas
residuales y por lo tanto representan una amenaza para el medio ambiente. La
reposición de amina también podría hacerse en forma gradual.

Como consecuencia de lo expresado en el punto anterior, y previendo la necesidad
futura de reponer continuamente la amina en el proceso Merox LPG, y
probablemente en otros procesos de REE, convendría diseñar un sistema de
remediación de la solución de amina gastada. De esta forma, la solución de amina
podría reusarse o desecharse sin aumentar riesgos ambientales. Entre los métodos
continuos, probados industrialmente, que pueden considerarse para cumplir este
objetivo están la recuperación al vacío, la electrodiálisis y el intercambio iónico (Price
& Burnes, 1995). Adicionalmente debe indicarse que la amina gastada puede
contener hasta un 80% de amina libre que podría se recuperada

Es aconsejable emplear un aditivo antiespumante en la solución de DEA para
prevenir la formación de la espuma, cuya presencia actualmente es muy significativa.
70
La selección apropiada del tipo de antiespumante es fundamental para que el uso de
este aditivo no genere algún tipo de contaminantes en la solución de amina.

Implementar un sistema de reposición continua del agua y la dietanolamina para
compensar las pérdidas ocurridas durante el proceso.

Evaluar diariamente y llevar un registro el nivel de formación de espuma, en las
soluciones de amina rica y de amina pobre.

Caracterizar diariamente el contenido de gases ácidos en la solución de amina y de
contenido de amina activa en la solución, empleando un método que permita
asegurar resultados confiables para la carga ácida y la concentración de amina libre.
Solo de esta forma se puede llevar un control apropiado de la operación de la planta.

Tomar las muestras de solución de DEA rica y pobre, de LPG carga y de LPG
producto de las columnas absorbedoras, en forma simultánea, de tal forma que sean
representativas de un conjunto puntual de condiciones de operación en la planta.
71
BIBLIOGRAFÍA
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Hydrocarbon processing, 87(6).
72
ANEXOS
Anexo A
Valores experimentales para la solubilidad de equilibrio para el sistema agua-DEA-H2S
En la Tabla A1 se presentan los datos experimentales de solubilidad de equilibrio de
H2S en una solución de DEA al 25%. Estos puntos están graficados en la Figura 4.
Tabla A1. Datos experimentales de solubilidad de equilibrio para H 2S en DEA al 25%
a 37.8°C (100°F)9
Composición
Composición fase
fase líquida,
vapor,
mol H2S/DEA
P. parcial H2S
(mm Hg)
0.0038
0.011
0.0043
0.007
0.0044
0.009
0.0112
0.073
0.0157
0.053
0.0526
0.84
0.0755
1.3
0.133
3.3
0.177
6.5
0.196
7.1
0.197
12
0.217
13.5
0.23
15.4
0.23
13.8
0.234
11.5
0.258
10.9
0.319
21.7
0.457
59
0.481
69
9
Lawson y Garst, 1976
73
Anexo B
Otros casos de aplicación del método Aminas de Aspen Plus
Con el objeto de validar el modelo Aminas en sistemas de absorción de gases ácidos con
alcanolaminas, se obtuvieron datos adicionales a los mostrados en la Tabla 12, que
contribuyen a reforzar la validez de este método. Los resultados se presentan en la Tabla
A2.
Tabla A2. Otros resultados obtenidos con el método Amines de Aspen Plus
Planta
Hidrocarburo
Flujo (gpm)
P (psig)
T entrada (°F)
Carga de gas ácido
CO2 (% molar)
H2S (% molar)
Gas ácido producto
CO2 (% molar)
H2S (% molar)
Tipo de amina
% (w/w)
Flujo, (gpm)
Carga amina pobre
(mol gas/mol amina)
Carga amina rica
(mol gas/mol amina)
Tipo de contactor
Número de etapas de
equilibrio
4
5
6
cálculo
TSWEET10
LPG
50
780
56
cálculo
Aspen
LPG
50
780
56
cálculo
TSWEET11
LPG
50
780
56
cálculo
Aspen
LPG
50
780
56
7.7
-
7.7
-
7.7
-
0.15
-
0.18
-
0.15
-
MEA
12
reporte
LPG
21
780
56
cálculo
Aspen
LPG
21
780
56
7.7
-
7.7
-
7.7
-
0.3
-
0.15
-
0.4
-
DEA
DEA
15
45
0.12
15
45
0.12
25
44
0.03
25
44
0.03
33
33.5
0.03
33
33.5
0.03
0.54
0.54
0.40
0.46
0.43
0.45
Packed
1
Flash
1
Packed
1
Flash
1
Packed
1
Flash
1
10
Fleming, 1988
Fleming, 1988
12
Honerkamp, 1975
11
74
Anexo C
Simulación del proceso del sistema de tratamiento de aminas en Aspen Plus, unidad
Merox LPG
Tabla C1. Balance de materia/energía, bloque SPLITDEA
DEA0
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
DEA304A DEA321A
50
24.026
0
0
41.574
900.019
0.977
-2.899
50
24.026
0
0
20.787
450.01
0.489
-1.45
50
24.026
0
0
20.787
450.01
0.489
-1.45
717.387
181.814
0.818
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
358.694
90.907
0.409
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
358.694
90.907
0.409
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
0
0
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
0
0
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
0
0
TRACE
TRACE
TRACE
TRACE
75
Tabla C2. Balance de materia/energía, bloque SPLITLPG
LPG0
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
LPG321
LPG304
43
14.71
0
0
396.16
20000
38.686
-6.817
43
14.71
0
0
237.696
12000
23.212
-4.09
43
14.71
0
0
158.464
8000
15.474
-2.727
0
0
0.18
64.661
2679.623
5199.363
2151.734
5402.006
1305.941
573.869
950.895
8.28
95.982
0
0
0.108
38.797
1607.774
3119.618
1291.041
3241.204
783.565
344.322
570.537
4.968
57.589
0
0
0.072
25.864
1071.849
2079.745
860.694
2160.803
522.376
229.548
380.358
3.312
38.393
29.42
0
1528.784
4
5.2
0.06
17.652
0
917.271
2.4
3.12
0.036
11.768
0
611.514
1.6
2.08
0.024
76
Tabla C3. Balance de materia/energía, bloque E1
LPG304
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
LPG304A
43
14.71
0
0
158.464
8000
15.474
-2.727
43
7.27
1
0
158.464
8000
501.841
-2.096
0
0
0.072
25.864
1071.849
2079.745
860.694
2160.803
522.376
229.548
380.358
3.312
38.393
0
0
0.072
25.864
1071.849
2079.745
860.694
2160.803
522.376
229.548
380.358
3.312
38.393
11.768
0
611.514
1.6
2.08
0.024
11.768
0
611.514
1.6
2.08
0.024
77
Tabla C4. Balance de materia/energía, bloque E2
LPG321
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
LPG321A
43
14.71
0
0
237.696
12000
23.212
-4.09
43
7.27
1
0
237.696
12000
752.761
-3.145
0
0
0.108
38.797
1607.774
3119.618
1291.041
3241.204
783.565
344.322
570.537
4.968
57.589
0
0
0.108
38.797
1607.774
3119.618
1291.041
3241.204
783.565
344.322
570.537
4.968
57.589
17.652
0
917.271
2.4
3.12
0.036
17.652
0
917.271
2.4
3.12
0.036
78
Tabla C5. Balance de materia/energía, bloque MEV304
DEA304A LPG304A DEA304B LPG304B
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
50
24.026
0
0
20.787
450.01
0.489
-1.45
43
7.27
1
0
158.464
8000
501.841
-2.096
49.7
13.729
0
0
19.208
421.589
0.459
-1.342
49.7
13.729
1
0
160.043
8028.421
235.223
-2.203
358.694
90.907
0.409
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.072
25.864
1071.849
2079.745
860.694
2160.803
522.376
229.548
380.358
3.312
38.393
330.229
90.906
0.452
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
28.464
0.001
0.029
25.864
1071.849
2079.745
860.694
2160.803
522.376
229.548
380.358
3.312
38.393
0
0
0
0
0
0
11.768
0
611.514
1.6
2.08
0.024
0
0
0
0.001
0
0
11.768
0
611.514
1.599
2.08
0.024
79
Tabla C6. Balance de materia/energía, bloque MEV321
LPG321A DEA321A LPG321B DEA321B
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
43
7.27
1
0
237.696
12000
752.761
-3.145
50
24.026
0
0
20.787
450.01
0.489
-1.45
50.5
14.22
1
0
240.088
12043.065
337.212
-3.307
50.6
14.22
0
0
18.395
406.945
0.444
-1.287
0
0
0.108
38.797
1607.774
3119.618
1291.041
3241.204
783.565
344.322
570.537
4.968
57.589
358.694
90.907
0.409
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
43.127
0.002
0.045
38.797
1607.774
3119.618
1291.041
3241.204
783.565
344.321
570.537
4.968
57.589
315.567
90.905
0.472
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
17.652
0
917.271
2.4
3.12
0.036
0
0
0
0
0
0
17.652
0
917.271
2.399
3.12
0.036
0
0
0
0.001
0
0
80
Tabla C7. Balance de materia/energía, bloque MEV327
DEA304B DEA321B DEA327B DEA327A
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
49.7
13.729
0
0
19.208
421.589
0.459
-1.342
50.6
14.22
0
0
18.395
406.945
0.444
-1.287
35
2.157
1
0
0
0
0
0
35
2.157
0
0
37.604
828.533
0.888
-2.64
330.229
90.906
0.452
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
315.567
90.905
0.472
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.001
0
0
0
0
0
0.001
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.002
0
0
81
Tabla C8. Balance de materia/energía, bloque MEP308
DEA327A DEA302A
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
35
2.157
0
0
37.604
828.533
0.888
-2.64
35.6
7.845
0
0
37.604
828.533
0.889
-2.64
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.002
0
0
0
0
0
0.002
0
0
82
Tabla C9. Balance de materia/energía, bloque MEE302
DEA302C DEA302A DEA302B DEA302D
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
120.7
1.961
0
0
37.6
828.412
0.981
-2.575
35.6
7.845
0
0
37.604
828.533
0.889
-2.64
95
7.845
0
0
37.604
828.533
0.95
-2.595
63.7
1.961
0
0
37.6
828.412
0.916
-2.619
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.002
0
0
0
0
0
0.002
0
0
0
0
0
0
0
0
83
Tabla C10. Balance de materia/energía, bloque MEV302
DEA302B AGUA302 DEA302C
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
GAS302
95
7.845
0
0
37.604
828.533
0.95
-2.595
60.1
3.04
0
0
2.761
49.751
0.052
-0.187
120.7
1.961
0
0
37.6
828.412
0.981
-2.575
115.5
1.667
1
0
2.764
49.869
53.017
-0.158
645.796
181.81
0.924
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
49.724
0.013
0.013
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
49.733
0.013
0.119
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.002
0
0
0
0
0
0.001
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.003
0
0
84
Tabla C11. Balance de materia/energía, bloque MEE304
GAS302
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
303
115.5
1.667
1
0
2.764
49.869
53.017
-0.158
80
1.667
0.002
0
2.764
49.869
0.131
-0.186
49.733
0.013
0.119
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
49.733
0.013
0.119
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.003
0
0
0
0
0
0.003
0
0
85
Tabla C12. Balance de materia/energía, bloque MEV303
303
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
GAS303
AGUA303
80
1.667
0.002
0
2.764
49.869
0.131
-0.186
60
1.471
1
0
0.004
0.118
0.069
0
60
1.471
0
0
2.761
49.751
0.052
-0.187
49.733
0.013
0.119
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.009
0
0.106
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
49.724
0.013
0.013
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0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.003
0
0
0
0
0
0.002
0
0
0
0
0
0.001
0
0
86
Tabla C13. Balance de materia/energía, bloque MEP306
AGUA303 AGUA302
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
60
1.471
0
0
2.761
49.751
0.052
-0.187
60.1
3.04
0
0
2.761
49.751
0.052
-0.187
49.724
0.013
0.013
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
49.724
0.013
0.013
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.001
0
0
0
0
0
0.001
0
0
87
Tabla C14. Balance de materia/energía, bloque MEP306
DEA302D DEA301A
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
63.7
1.961
0
0
37.6
828.412
0.916
-2.619
66
25.497
0
0
37.6
828.412
0.918
-2.618
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
88
Tabla C15. Balance de materia/energía, bloque MEE301
DEA301A DEA301B
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
66
25.497
0
0
37.6
828.412
0.918
-2.618
50
24.026
0
0
37.6
828.413
0.903
-2.629
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
89
Tabla C16. Balance de materia/energía, bloque MIXER
DEA301B
Temperatura C
Presión bar
Fracción vapor
Fracción sólido
Flujo molar kmol/hr
Flujo másico kg/hr
Flujo volumétrico m3/hr
Entalpía Gcal/hr
Flujo másico kg/hr
H2O
DEA
H2S
ETHANE
PROPANE
PROPYLEN
N-BUTANE
ISOBUTANE
1-BUTENE
CIS-2-BUTENE
TRANS-2-BUTENE
N-PENTANE
2-METHYL-BUTANE
2,2-DIMETHYLPROPANE
1-PENTENE
ISOBUTYLENE
METHYL-MERCAPTAN
ETHYL-MERCAPTAN
CARBONYL-SULFIDE
DEA
DEA0
50
24.026
0
0
37.6
828.413
0.903
-2.629
50
24.026
0
0
3.975
71.607
0.074
-0.27
50
24.026
0
0
41.574
900.019
0.977
-2.899
645.784
181.81
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
71.603
0.003
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
717.387
181.814
0.818
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
90