Tipos de procesos para eliminar el co2 y h2s de hidrogeno. Los procesos que se aplican para eliminar H2S y CO2 pueden ser desde demasiado sencillos hasta complejos dependiendo de si es necesario recuperar o no los gases removidos y el material usado para eliminarlos. Entre ellos tenemos: • Absorción química. (Procesos con aminas y carbonato de potasio). La regeneración se hace con incremento de temperatura y decremento de presión. • Absorción Física. La regeneración no requiere calor. • Híbridos. Utiliza una mezcla de solventes químicos y físicos. El objetivo es aprovechar las ventajas de los absorbentes químicos en cuanto a capacidad para remover los gases ácidos y de los absorbentes físicos en cuanto a bajos requerimientos de calor para regeneración. En general los procesos con aminas son los más usados por su buena capacidad de remoción.4)2RNH2 + CO2 RNH3HCO3 + Calor (5. La MEA normalmente es capaz de llevar las concentraciones de CO2 y H2S a los valores exigidos por el gasoducto.4 moles de MEA por mol de H2S por razones de control de corrosión. La MEA tiene la reactividad más alta y por lo tanto la mayor capacidad para eliminar H2S.proceso con aminas más antiguo y conocido es el MEA. La MEA es estable químicamente y aunque la rata de reacción con H2S es mayor que con CO2 el proceso de endulzamiento no se considera selectivo pues también remueve el CO2. la afinidad de mayor a menor es la siguiente: Tabla 19. Para regenerar la amina se debe tener la reacción de derecha a izquierda o sea que a la solución de amina que sale de la torre contactora se le aplica calor para recuperar la amina.0100 46 MDEA (HOC2H4)2NCH3 119.0500 100 DEA (HOC2H4)2NH 105. Trietanolamina (TEA). Dietanolamina (DEA). además como tiene el menor peso molecular ofrece la mayor capacidad para remover H2S por unidad de masa. Las alcanol-aminas más usadas son: Monoetanolamina (MEA).0061 51 La capacidad relativa se toma con respecto a la de MEA para absorber H2S. Diglicolamina (DGA).0063 41 DGA H(OC2H4)2NH2 105. Diisopropano-lamina (DIPA) y Metildietanolamina (MDEA). La Tabla 19 muestra algunas de las propiedades más importantes de ellas. Las reacciones de algunas aminas son las siguientes: RNH4S + calor (5. Cuando es de izquierda a derecha se tiene el proceso de endulzamiento y hay producción de calor.17 0.3)RNH2 + H2S RNHCO2.5)RNH2 + H2O + CO2 Como se puede apreciar las tres reacciones anteriores se pueden dar en un sentido o en otro. de acuerdo con la reacción estequiométrica para quitar un mol de H2S o CO2 se requiere una mol de MEA pero en la práctica se usa alrededor de 0.14 0. bajo costo y flexibilidad en el diseño y operación.19 0.1600 58 DIPA (HOC3H6)2NH 133. o sea que la torre contactora se calienta.19 0. Otras ventajas adicionales de la MEA son baja absorción de .0580 58 TEA (HOC2H4)3N 148. lo que implica menores tasas de circulación en una planta de endulzamiento. Las aminas tienen en general afinidad por todos los compuestos sulfurados pero por unos más que por otros.08 1. Capacidad Comparativa de Varias Categorías de Procesos de Endulzamiento de Acuerdo con la Presión Parcial del H2S Los procesos con aminas son aplicables cuando los gases ácidos tienen baja presión parcial y se requieren bajas concentraciones del gas ácido en el gas de salida ( gas residual).+ RNH3+ + Calor (5.14 0. Algunas Características de las Etanolaminas (2) Tipo Fórmula Química Peso Molecular Presión de Vapor a 100 °F mmHg Capacidad Relativa (%)* MEA HOC2H4NH2 61. Existen solventes físicos. por lo tanto en algunas ocasiones es incapaz de llevar el contenido de H2S hasta los niveles requeridos. . con el objetivo de convertir el gas natural en un combustible aceptable en el mercado a un menor costo y reduciendo los problemas que se presentan a cada paso. y su buena afinidad por el H2S y el CO2 pero baja por los otros compuestos sulfurados. Las remociones de H2S del gas natural son acompañadas por la remoción de CO2 y COS si están presentes.573 g/100 m3). Tiene capacidad adecuada para eliminar COS. el CO2 diluye el producto gaseoso produciendo una baja en su poder calorífico. Normalmente cuando se usa MEA se requiere un buen “reclaimer” para reversar parcialmente la degradación y recuperar la MEA. Esto es justificable. Otra de las razones del endulzamiento es que el H2S y el CO2 ocasionan corrosión particularmente al formar soluciones ácidas en presencia de agua. Además. y los productos de la reacción no se puede descomponer en la regeneración. Algunos de los procesos que emplean estos solventes son: a) Procesos con disolventes químicos. . La industria del procesamiento de gases esta generando nuevos procesos. debido a sus características ácidas similares.Sulften.229- 0. La MEA tiene una desventaja importante y es la alta pérdida de solución debido a lo siguiente: posee una presión de vapor relativamente alta lo que ocasiona altas pérdidas por vaporización. Hasta la fecha se han desarrollado un sin número de procesos de endulzamiento caracterizados principalmente por el tipo de absorbente que se emplee. Otra desventaja importante es que absorbe hidrocarburos y su corrosividad. ya que el H2S es un gas tóxico y mortal desde bajas concentraciones. químicos y lechos sólidos como medios de absorción. (Éste es el proceso que se va ha describir) . La TEA prácticamente ha sido reemplazada por la DEA y la MEA debido a su baja capacidad relativa para quitar H2S. y reacciona irreversiblemente con algunos compuestos de azufre y carbono. CS2 y RSR. Es degradable por el CO2. La DEA no es tan reactiva con el H2S como la MEA.hidrocarburos lo cual es importante si hay unidad recuperadora de azufre pues estos hidrocarburos absorbidos se quedan con el gas agrio y ocasionan problemas en la unidad recuperadora. igual situación se presenta con las demás etanol- aminas El gas natural que se maneja en el mercado de combustibles tiene ciertos requerimientos legales en cuanto a la concentración máxima permitida de H2S (en un rango de 0. pero tiene una ventaja importante con respecto a la MEA y es que las pérdidas de solución no son tan altas pues tiene una presión de vapor menor al igual que su velocidad de reacción con los compuestos de carbono y azufre.Girbotol. mercaptanos.Catacarb. Proceso que se lleva a cabo en las plantas endulzadoras de gas húmedo amargo y condensados amargos. mientras que en una unidad selectiva se producen dos corrientes de gases ácidos. . dichas substancias absorben las citadas impurezas y en la siguiente fase del proceso la DEA o MEA se regenera con un tratamiento de vapor y se recicla. disponibilidad de reactivos y partes de repuesto principalmente.). cuya función consiste en absorber los mercaptanos y dióxido de carbono. Finalmente. deben incluirse criterios de dimensión. 4) Volumen del gas a manejar. etc.Sulfinol. . . confiabilidad del proceso. Proceso Girbotol (Endulzamiento): (Girbotol process).Sulfolin. así como su presión y temperatura a las que se encuentre disponible. peso. . 2) Concentración de contaminantes en la corriente de alimentación y la requerida en el proceso.Lo – Cat. El proceso consiste en lavar el gas amargo con una solución acuosa de Dietanolamina (DEA) o Monoetanolamina (MEA). 3) Selectividad del gas ácido. Los solventes químicos en este tipo de procesos son soluciones acuosas que reaccionan con los gases ácidos. liberando el CO2 y el azufre absorbido en forma de ácido sulfhídrico. La más utilizada es la DEA dado su bajo rango de corrosión. se puede decir que en el caso de las plataformas marinas. la unidad de remoción selectiva reduce el volumen de gas a tratarse en la unidad recuperadora pero aumentando el de la unidad de remoción de gases ácidos. La aplicación de cada uno de estos procesos esta sujeta a las características de la corriente que se va a tratar. El H2S y el CO2 se separan en una corriente. y la otra contiene CO2. . Así. CO2. en una torre. si es necesaria. La solución usada puede tener una gran capacidad de absorción de los gases ácidos. Para selección del proceso más adecuado se deben considerar los siguientes factores: 1) Tipo de contaminantes a remover (H2S. a diferencia de las instalaciones en tierra. una de las cuales contienen esencialmente todo el H2S. otra característica es que la reacción es reversible a altas temperaturas para la regeneración de la solución. sulfuro de carbonilo. . La unidad de remoción de gases ácidos puede ser selectiva o no selectiva.Benfield. Ejemplo de estos son las aminas y el carbonato de potasio. después son regenerados con calor para ser reutilizados. 1. Las principales reacciones que se llevan a cabo cuando una solución de amina primaria se utiliza para absorber CO2 y H2S se representan en las siguientes ecuaciones: 2RNH2 + H2S (RNH3)2S (RNH3)2S + H2S 2RNH3HS 2RNH2 + CO2 + H2O (RNH3)2CO3 (RNH3)2CO3 + CO2 + H2O 2RNH3HCO3 2RNH2 + CO2 RNHCOONH3R Aunque son compuestos químicos definidos. contenidos en las corrientes líquidas o gaseosas (gas natural). O también conocido como un proceso de alcanolaminas se desarrolla. mediante la absorción con solucionas acuosas de monoetanolamina (MEA) o dietanolamina (DEA). Remoción de H2S. COS. Cuanto mayor aumenta la presión parcial de vapor de estos con la temperatura. en general cuenta con al menos un grupo hidroxilo y un grupo amina. el grupo hidroxilo reduce la presión de vapor e incrementa la solubilidad en el agua.0 a 1. Aplicación. Si la solución regenerada sé desorba perfectamente. La solución acuosa de dietanolamina ligeramente concentrada (de 25 a 30 % en peso) es capaz de absorber los gases ácidos en una proporción por encima de la estequiométrica: es decir.com/doc/20328199/G. El proceso consiste básicamente en la absorción de los contaminantes. poseen una presión de vapor considerable bajo condiciones normales. Debido a que las aminas secundarias son mucho menos reactivas con el COS y CS2 que las aminas primarias. Las soluciones acuosas de dietanolamina (DEA)se han utilizado por muchos años para el tratamiento de gases conteniendo cantidades elevadas de COS y CS2.nico-Petrolero Proceso Girbotol. son la lección natural para flujos de gas conteniendo estas impurezas. con una solución acuosa (MEA o DEA) a una temperatura que va de 27 a 49 °C y la regeneración de la misma mediante el aumento de temperatura entre 110 y 127 °C. además del H2S y CO2.3 moles de DEA por mol de gas ácido. cuando se regresa al absorbedor y la presión se eleva.Fuente: http://www.scribd. de corrientes de hidrocarburos líquidos y/o gaseosas. Las fórmulas moleculares de cada una de las aminas. como absorbente de gases ácidos: las dos aminas más importantes de los procesos comerciales para la purificación de gas son la monoetanolamina (MEA) y la dietanolamina (DEA). de manera que las composiciones de la solución de equilibrio varían con la presión parcial de los gases ácidos presentes. puede producirse un gas purificado que satisfaga las especificaciones de la tubería. etc. de 1. mientras que el grupo amina puede aportar la alcalinidad necesaria a las soluciones acuosas para causar la absorción de gases ácidos. Una .. CO2. produciendo compuestos secundarios.. mayor será la posibilidad de eliminar los gases absorbidos de la solución utilizada mediante el suministro de energía. ventaja adicional del proceso es que los productos de descomposición formados se eliminan fácilmente por filtración a través de carbón activado. Por consiguiente. después de que abandonan el absorbedor y antes de entrar al desorbedor. con la formación posterior de sulfuro ferroso insoluble. particularmente a temperaturas elevadas y en presencia de agua. Y las dificultades de operación que causan limitaciones en la capacidad de una planta para la purificación del gas son la espuma y el taponamiento del equipo. la amina es térmicamente estable a la temperatura de operación del paso del regenerador. manteniendo la temperatura de la solución de amina pobre 10 a 15 grados por encima de la temperatura de la corriente de alimentación. se acarrean cantidades significantes de gases no ácidos del absorbedor a la sección de regeneración. no solo por el costo que representa su pérdida sino también por la contaminación que causa el flujo de gas purificado en las paredes de la tubería y en casos donde éste gas se destine a procesos catalíticos. El sulfuro de hidrógeno ataca al acero como ácido. esto resulta indeseablemente cuando los gases ácidos eliminados van a utilizarse para la obtención de hielo seco y azufre elemental. ocasionalmente el envenenamiento del catalizador. . Éstas deben de combatirse exhaustivamente. La contaminación de hidrocarburos ligeros del gas alimentado puede evitarse. Aunque la presión de vapor de las aminas es relativamente baja. La pérdida de solución más seria es por degradación química de la amina. entre las cuales pueden citarse. Por último. Sin embargo. Por último puede presentarse corrosión debido a la erosión de sólidos suspendidos en el flujo de gas o por difusión de gases ácidos a través del material sólido causando lo que se llama corrosión de esfuerzo.Formación de espuma: Se debe generalmente a la contaminación de la solución por hidrocarburos ligeros condensados. estos gases deben separase de la solución. consiste de la reacción de fierro metálico con ácido carbónico. En general. las pérdidas por vaporización son considerables ya que se pasan a través de la solución de volúmenes enormes de gas. . por productos de degradación de la solución de aminas o por agentes activados que acarrean el flujo de alimentación. El calentamiento adicional a la solución puede liberar el CO2 y provocar la precipitación del fierro como carbonato insoluble. Se cree que el mecanismo involucrado. lo cual origina la formación de bicarbonato de fierro soluble. varios factores pueden ocasionar gastos indebidos y dificultades en la operación de unidades de alcanolaminas. en ciertas operaciones. la corrosión y la perdida de aminas.Corrosión: Se sabe que el CO2 causa severa corrosión. . desde el punto de vista costoso. Problemas de operación: Una de las razones por la cual los procesos que utilizan alcanolaminas han desplazado en gran medida a los procesos de óxido de fierro y carbonato de sodio utilizados en la purificación de gas natural es la carencia de dificultades en la operación. . por vaporización o degradación química de la amina. asegurando con esto que no ocurra cambio de fase.Perdidas químicas: Las pérdidas del disolvente representan un problema difícil de tratar en plantas de purificación del gas. por sólidos suspendidos finalmente divididos (como sulfuro de fierro). estas perdidas pueden ocasionarse por acarreo de la solución en el flujo de gas dulce. especialmente cuando la presión de operación es elevada. El medio de calentamiento del recalentamiento del regenerador es vapor de presión media. la DEA rica es liberada del H2S y CO2 que fueron incorporados a la solución en el absorbedor. entrando las dos corrientes a contracorriente y lograndose la eliminación del H2S y CO2 de la corriente de gas seco. 7. La DEA rica fluye de la base de cada absorbedor a un tambor separador de hidrocarburos y DEA. 8. proceso selexol . para así cerrar el ciclo. 11. como un reflujo lavar los arrastres formados durante la vaporización de la DEA rica que fue alimentada en el último plato 10. fluye por el domo a un tambor separador.A continuación se exponen los pasos que sigue el proceso: 1. La corriente fluye a un cambiador de amina pobre contra amina rica en el que se precalienta a la disolución rica antes de que sea vaporizada en el reactivador de DEA. donde se elimina la DEA arrastrada para pasar a la sección de tratamiento. la cual causaría espumamiento en la solución de DEA. En la torre regeneradora de amina. la cual se pone en contacto con el gas seco. y los hidrocarburos más pesados son asentados de la disolución de DEA. La DEA pobre es bombeada nuevamente al absorbedor nuevamente. Los vapores del domo de la torre regeneradora fluyen a un condensador y después a un tambor de separador en el cual el agua condensada es colectada y enviada al plato superior de ésta torre regeneradora. El contacto entre la DEA y el gas seco se realiza en un absorbedor empacado. El gas licuable ya dulce. 2. 4. El vapor de agotamiento remueve los vapores de H2S y CO2. El gas fluyente que se encuentra libre de H2S y CO2 se manda inmediatamente al sistema de gas combustible. Los vapores del tambor separador constituyen el producto de gas ácido y fluyen en una línea prevista de venas de calentamiento. 9. 5. en el cual los hidrocarburos ligeros son vaporizados mandándose a la corriente de gas combustible. el cual opera a una presión reducida. El gas seco del domo del absorbedor secundario fluye al tanque separador para eliminar cualquier cantidad de aceite de absorción que fuera arrastrado. 6. 3. Procesos de Absorción Física La absorción física depende de la presión parcial del contaminante y estos procesos son aplicables cuando la presión del gas es alta y hay cantidades apreciables de contaminantes. • Requiere presiones altas ( mayores de 400 LPC. • Alta absorción de Hidrocarburos. Concentración de propano o más pesados baja. • Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2. Si el gas a tratar tiene un alto contenido de propano y compuestos más pesados el uso de un solvente físico puede implicar una pérdida grande de los componentes más pesados del gas. Solo se requiere remoción global de los gases ácidos ( No se requiere llevar su concentración a niveles demasiado bajos) Se requiere remoción selectiva de H2S Entre estos procesos está el proceso selexol y el lavado con agua. Cuando se requieren contenidos de este contaminante para gasoducto en el gas de salida del proceso se le agrega DIPA al proceso. La solubilidad del H2S en el DMPEG es de 8 –10 veces la del CO2. obviamente que mientras más alta sea la presión y y la cantidad de gas mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución. • Pocos problemas de corrosión • El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo. La mayoría de las aplicaciones de este proceso han sido para gases agrios con un alto contenido de CO2 y bajo de H2S. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos. El uso de solventes físicos para endulzamiento podría considerarse bajo las siguientes condiciones: Presión parcial de los gases ácidos en el gas igual o mayor de 50 Lpc. • Proceso Selexol Usa como solvente un dimetil eter de polietilene glicol (DMPEG). Desventajas del Selexol. debido a que estos componentes son liberados del solvente con los gases ácidos y luego su separación no es económicamente viable. Los solventes se regeneran con disminución de presión y aplicación baja o moderada de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. Ventajas del Selexol: • Selectivo para el H2S • No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas • No se requiere “reclaimer”. En estos procesos el solvente absorbe el contaminante pero como gas en solución y sin que se presenten reacciones químicas.) . con esta combinación la literatura reporta que simultáneamente con bajar el contenido de H2S a los niveles exigidos se ha logrado remover hasta un 85% del CO2. Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. permitiendo la absorción preferencial del H2S. . . Solventes fisicos b) Procesos con disolventes físicos. .Carusorb 200.Selexon.Purisol. En éste proceso el solvente absorbe los gases ácidos en el medio absorbente (mallas moleculares o fierro esponja por ejemplo) el cual puede ser regenerado por el paso de aire o gas dulce. .Rectisol. • Solvente más costoso que las aminas • En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y depositación de azufre en los equipos. • Baja remoción de mercaptanos • Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración. Los solventes físicos proporcionan mayores ventajas económicas que las anteriores en el tratamiento de corriente de alto contenido de gases ácidos a lata presión. .