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INTRODUCCIÓN
El gas natural es un combustible fósil que proviene de los yacimientos de petróleo, contiene metano, etano y otros hidrocarburos. Además posee contaminantes como nitrógeno, agua, CO2 y H2S 1. El contenido de CO2 y H2S en el gas natural lo convierte en un gas amargo. Estas sustancias son indeseables ya que si el H2S está presente en el gas natural entonces causa una severa corrosión a las tuberías, turbinas, compresores y otros equipos 2; también el H2S es una sustancia química tóxica y venenosa, si se expone al medio ambiente por fuga causa daño al ser humano y animales que estén a los alrededores. Por otro lado, el gas natural con alto contenido de CO2 disminuye su poder calorífico y también es responsable de los problemas de corrosión ya que, forma ácido carbónico cuando reacciona con el vapor de agua. Una vez eliminado estas sustancias (CO2+ H2S) al gas se le denomina gas dulce 3. La comercialización del gas natural está restringida a un contenido de H2S menor de 4 ppm y de CO2 menor del 2%. Debido a ello, se hace necesario realizar un tratamiento de endulzamiento para que el gas natural entre en especificación y puedan ser transportados. Los procesos de endulzamiento de gas natural surgen con el objetivo de remover estos gases ácidos de la corriente de gas. El endulzamiento de gas por amina se considera el proceso más popular entre los métodos de endulzamiento del gas natural, de hecho, el proceso de endulzamiento del gas natural por amina tiene varias ventajas, es un proceso continuo y con capacidad para regenerar el solvente 4. El propósito de este trabajo es simular el proceso de endulzamiento de gas natural usando monoetanolamina (MEA). La MEA es una amina primaria de fórmula química HOCH2CH2NH2, líquido color claro, transparente e higroscópico con ligero olor amoniacal; es la base más fuerte, más reactiva y más sencilla de todas las aminas, su peso molecular considerado como pequeño permite mayor capacidad de transporte de gases ácidos lo que significa menor tasa de circulación de MEA. Sin embargo, valores superiores al 15 % conlleva a una alta corrosión del sistema y formación espuma 6. Para la simulación se utilizó la herramienta computacional ASPEN PLUS. El presente artículo consta de: materiales y métodos, resultados con su respectivo análisis y por último conclusiones.
MATERIALES Y MÉTODOS
a) Descripción del proceso de endulzamiento de gas natural usando monoetanolamina
El proceso de endulzamiento se lleva a cabo en un sistema compuesto por una torre absorbedora y una torre regeneradora. La primera unidad es donde se efectúa la absorción del gas ácido, es decir, donde se obtiene el gas dulce o tratado. La segunda unidad es necesaria para recuperar y reacondicionar la amina. El gas amargo entra a la columna de absorción por la parte inferior, y por la parte superior entra la solución acuosa de amina pobre y se ponen en contacto ambas corrientes, produciéndose la absorción de los gases ácidos. Saliendo por el tope el gas dulce o limpio y la por el fondo de la columna un líquido denominada amina rica. Esta amina rica contiene absorbido el gas ácido (CO2 + H2S). Para separar el CO2 y H2S de la amina rica, se pasa esta mezcla a una columna regeneradora, en donde se separa por el tope el gas ácido y por el fondo la amina pobre. En la Figura 1 se muestra el diagrama de flujo básico de una unidad de endulzamiento de gas natural usando amina 5.
b) Caso de Estudio
Se tomó como base un gas natural cuya composición y condiciones se muestran en las Tablas 1 y 2, respectivamente. 6
En la Figura 2 se presenta el diagrama de flujo y las especificaciones de las operaciones unitarias utilizadas en ASPEN PLUS para modelar el proceso de endulzamiento.
c) Análisis de sensibilidad
El análisis de sensibilidad se realizó solamente en la columna de absorción. Se evaluó el flujo, la presión y la composición de H2S y CO2 del gas amargo, también se evaluó la temperatura y composición de amina pobre en función de la eficacia de la remoción de H2S y CO2 del gas natural
d) Predimensionamiento de la columna de absorción
Se utilizó la herramienta Tray y Rate Sizing (dimensionamiento del plato) con el fin de estimar:
El diámetro de la columna usando Tray sizing.
La longitud del vertedero.
La velocidad de desagüe del vertedero.
Con respecto al uso de Rate sizing se procedió a introducir el diámetro de la columna calculada y además se le suministró cierta geometría del plato como altura del vertedero, altura del claro, factor de espumeo (calculados para que el ΔP = 8-10 mmHg) (Treybal, 1980). Después del cálculo se verifica que el porcentaje de inundación de la torre debe estar en un rango entre 70 y 85 % y la caída de presión entre platos en el valor antes mencionado.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
Balance de materia y energía
La Tabla 4 presenta los resultados por corriente del balance de materia y energía en estado estacionario.
En la Figura 3 se muestra en forma resumida los valores más importantes de la simulación usando la solución acuosa de MEA. En el absorbedor se redujo el contenido de CO2 de 3.5% a 0.1% de H2S de 11 ppm a trazas. Esto corresponde a un 97.1% de recuperación de CO2 y 99.99% de recuperación de H2S que sale por el fondo de la columna con la amina rica.
COLUMNA DE ABSORCIÓN
La Tabla 5 muestra las fracciones de recuperación de los componentes en el tope y fondo de la columna. Se puede observar que existe un cambio en la corriente 6 del fondo de la columna, se aprecia que los solutos H2S y CO2 se concentran en un 97.1 %. Para el CO2 y en un 99.99 % para el H2S.
Análisis de sensibilidad
En la Figura 4 se presenta la fracción de recuperación de CO2 removido en función del caudal de solución de MEA a diferentes concentraciones que ingresa al absorbedor, por encima del caudal mínimo (caudal que logra obtener un gas natural dulce por debajo de < 0.5 % CO2). Como puede observarse, a medida que aumenta el caudal de la solución de MEA aumenta la cantidad de CO2 extraído. Para concentraciones por encima de 20 %m de MEA se utiliza bajos flujos de amina MEA, mientras que a concentraciones por debajo de 20 %m aumenta el consumo de amina MEA.
Figura 4 Flujo de Amina MEA a diferentes concentraciones en función de la fracción de remoción de CO2
En la Tabla 6 se muestra los flujos de amina MEA calculados por el simulador para lograr la especificación del gas natural dulce de H2S ≤ 4ppm y CO2 < 2%mol. A medida que aumenta la concentración de la solución acuosa de amina MEA el flujo de amina disminuye.
En la Figura 5 se presenta la fracción de recuperación de H2S removido en función del caudal de solución de MEA a diferentes concentraciones, por encima del caudal mínimo (caudal que logra obtener un gas natural dulce por debajo de < 4 ppm H2S).
Predimensionamiento de la columna
En la Tabla 7 muestra los resultados para el caso base.
El diámetro de la columna calculado está por encima de 1m, por lo cual se especifica que el espaciado de plato debe ser de 600 mm. La relación área bajante/ área columna está en un valor aceptable ya que este valor corresponde a 12 % del área de la columna. La longitud del vertedero corresponde al 75 % del diámetro de la columna.La velocidad por el bajante está dentro del valor correspondiente al intervalo sugerido de 0.0305-0.2135 m/s. La Tabla 8 muestra los resultados de la simulación.
Todos los parámetros obtenidos satisfacen los requerimientos de la columna. El factor de inundación está dentro del intervalo de 70-85 % y en especial para sistema espumoso que recomienda un factor de 0.70. La caída de presión por etapas o platos va desde un 0.008-0.009 bar el cual está un poco por arriba del valor recomendado de 0.007 bar (0.1 psi) mientras que la caída de presión de la columna esta alrededor de 0.2 bar.
Los bajantes (downcomer) tiene una altura de backup de líquido que es menor que la mitad de la suma del espaciado del plato y altura de vertedero (S+hw) como se recomienda, el cual contribuye a asegurar de que no ocurra inundación. La velocidad de líquido por los bajantes está dentro del rango recomendado 0.0305- .2135 m/s.
CONCLUSIONES
La simulación de absorción de H2S y CO2 del gas natural caso estudio, con la amina primaria MEA, cerró satisfactoriamente en su balance de materia y energía, obteniéndose un gas dulce con las especificaciones requeridas.
Temperaturas bajas permite evitar la degradación de la amina y evitar problemas de corrosión.
Al aumentar la concentración de la solución de amina MEA utilizada afecta al flujo de amina gastado ya que este disminuye.
Las especificaciones de la columna de absorción utilizadas proporcionan una satisfactoria hidráulica de la columna.
Para cada situación en particular el simulador permite encontrar el caudal mínimo de solución de MEA que se debe alimentar al absorbedor para extraer la cantidad de CO2 deseada, técnicamente es necesario trabajar con caudales de solución de MEA por encima del caudal mínimo
