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Tratamiento con gas amina

Planta de gas de amina en un yacimiento de gas natural. El tratamiento de gases con aminas , también conocido como lavado con aminas , endulzamiento de gases y eliminación de ga...

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Planta de gas de amina en un yacimiento de gas natural.

El tratamiento de gases con aminas , también conocido como lavado con aminas , endulzamiento de gases y eliminación de gases ácidos , se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de diversas alquilaminas (comúnmente denominadas simplemente aminas ) para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H₂S ) y el dióxido de carbono (CO₂ ) de los gases. [ 1 ] [ 2 ] [ 3 ] Es un proceso unitario común utilizado en refinerías , y también se utiliza en plantas petroquímicas , plantas de procesamiento de gas natural y otras industrias.

Los procesos dentro de las refinerías de petróleo o plantas de procesamiento químico que eliminan el sulfuro de hidrógeno se denominan procesos de "endulzamiento" porque el olor de los productos procesados ​​mejora al eliminarse el sulfuro de hidrógeno "ácido". Una alternativa al uso de aminas es la tecnología de membranas . Sin embargo, la separación por membranas es menos atractiva debido a los costos de capital y operación relativamente altos, así como a otros factores técnicos. [ 4 ]

En el tratamiento de gases se utilizan muchas aminas diferentes:

Las aminas más utilizadas en plantas industriales son las alcanolaminas DEA, MEA y MDEA. Estas aminas también se emplean en muchas refinerías de petróleo para eliminar los gases ácidos de los hidrocarburos líquidos, como el gas licuado de petróleo (GLP).

Descripción de un equipo típico de tratamiento con aminas.

En las industrias de procesamiento de hidrocarburos , los gases que contienen H₂S o tanto H₂S como CO₂ se conocen comúnmente como gases ácidos o gases agrios .

La química involucrada en el tratamiento de dichos gases con aminas varía ligeramente según la amina específica utilizada. Para una de las aminas más comunes, la monoetanolamina (MEA), denominada RNH₂ , la reacción ácido-base que implica la protonación del par de electrones de la amina para formar un grupo amonio con carga positiva ( RNH₃⁺ ) se puede expresar como:

RNH₂ + H₂S ⇌ RNH₃ + HS⁻​​​​​
RNH 2 + H2 CO3 ⇌RNH + 3 +HCO − 3

Las especies disociadas e ionizadas resultantes , al ser más solubles en solución , son atrapadas o eliminadas por la solución de amina, separándose así fácilmente de la fase gaseosa. A la salida del depurador de amina, el gas endulzado presenta una menor concentración de H₂S y CO₂ .

Un proceso típico de tratamiento de gas con amina (el proceso Girbotol , como se muestra en el diagrama de flujo a continuación) incluye una unidad de absorción y una unidad de regeneración, así como equipos auxiliares. En la unidad de absorción, la solución de amina que fluye hacia abajo absorbe y reacciona con H₂S y CO₂ del gas ácido que fluye hacia arriba para producir una corriente de gas endulzado (es decir, un gas libre de sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono) como producto y una solución de amina rica en los gases ácidos absorbidos. La amina resultante, rica en estos gases, se dirige luego a la unidad de regeneración (una columna de despojamiento con un rehervidor ) para producir amina regenerada o pobre en estos gases , que se recicla para su reutilización en la unidad de absorción. El gas de cabeza despojado de la unidad de regeneración es H₂S y CO₂ concentrados .

Diagrama de flujo de un proceso típico de tratamiento con aminas utilizado en refinerías de petróleo, plantas de procesamiento de gas natural y otras instalaciones industriales.

Procesos alternativos

Las configuraciones alternativas de despojadores incluyen matriz, intercambio interno, alimentación instantánea y multipresión con alimentación dividida. Muchas de estas configuraciones ofrecen mayor eficiencia energética para solventes o condiciones de operación específicas. La operación al vacío favorece solventes con bajos calores de absorción, mientras que la operación a presión normal favorece solventes con altos calores de absorción. Los solventes con altos calores de absorción requieren menos energía para el despojamiento debido a la variación de temperatura a capacidad fija. El despojador de matriz recupera el 40% de CO₂ a mayor presión y no presenta las ineficiencias asociadas con el despojador de multipresión. Se reducen la energía y los costos, ya que el ciclo de trabajo del rehervidor es ligeramente menor que en el despojador de presión normal. Un despojador de intercambio interno tiene una menor proporción de vapor de agua a CO₂ en la corriente superior, por lo que se requiere menos vapor. La configuración multipresión con alimentación dividida reduce el flujo hacia la sección inferior, lo que también reduce el trabajo equivalente. La alimentación instantánea requiere menor aporte de calor porque utiliza el calor latente del vapor de agua para ayudar a despojar parte del CO₂ en la corriente rica que ingresa al despojador en la parte inferior de la columna. La configuración de presión múltiple es más atractiva para disolventes con calores de absorción más elevados. [ 5 ]

Aminas

La concentración de amina en la solución acuosa absorbente es un parámetro importante en el diseño y operación de un proceso de tratamiento de gases con aminas. Dependiendo de cuál de las siguientes cuatro aminas se diseñó para usar la unidad y qué gases se diseñó para eliminar, estas son algunas concentraciones típicas de amina, expresadas como porcentaje en peso de amina pura en la solución acuosa: [ 1 ]

  • Monoetanolamina: Aproximadamente un 20 %  para eliminar H₂S y CO₂ , y aproximadamente un 30  % para eliminar solo CO₂ , cuando la metalurgia de la planta lo permite.
  • Dietanolamina: Elimina entre un 25 y un 35 % de H₂S y CO₂ .
  • Metildietanolamina: Aproximadamente del 30 al 55 %  para eliminar H₂S y CO₂ .
  • Diglicolamina: Aproximadamente del 40 al 50  % para eliminar H₂S y CO₂ .

La elección de la concentración de amina en la solución acuosa circulante depende de varios factores, entre ellos la composición del gas de alimentación (gas natural o gases subproductos de refinería de petróleo que contienen concentraciones relativamente bajas de H₂S y CO₂ ) o si la unidad está tratando gases con un alto porcentaje de CO₂, como los gases de escape del proceso de reformado con vapor utilizado en la producción de amoníaco o los gases de combustión de las centrales eléctricas . [ 1 ]

Tanto el H₂S como el CO₂ son gases ácidos y, por lo tanto, corrosivos para el acero al carbono sin protección . Su corrosividad aumenta considerablemente en presencia de humedad. Sin embargo, en una unidad de tratamiento con aminas, el CO₂ es un ácido más fuerte que el H₂S . Además, el sulfuro de hidrógeno puede formar una película pasivante de sulfuro de hierro que puede actuar para proteger el acero. [ 6 ] [ 7 ] Al tratar gases con un alto porcentaje de CO₂ , el control de la carga de CO₂ en la amina es importante para proteger el acero al carbono de la corrosión. Mayores concentraciones de amina tendrán una carga menor en comparación con concentraciones más bajas a la misma velocidad de circulación.

Otro factor a considerar al elegir la concentración de amina es la solubilidad relativa del H₂S y el CO₂ en la amina seleccionada. [ 1 ] La elección del tipo de amina afectará la velocidad de circulación requerida de la solución de amina, el consumo de energía para la regeneración y la capacidad de eliminar selectivamente solo el H₂S o solo el CO₂, según se desee. Para obtener más información sobre la selección de la concentración de amina, se remite al lector al libro de Kohl y Nielsen.

MEA y DEA

La MEA y la DEA son aminas primarias y secundarias. Son muy reactivas y pueden eliminar eficazmente un gran volumen de gas debido a su alta velocidad de reacción. Sin embargo, debido a la estequiometría , la capacidad de carga está limitada a 0,55  mol de CO₂ por mol de amina. [ 8 ] La MEA y la DEA también requieren una gran cantidad de energía para eliminar el CO₂ durante la regeneración, lo que puede representar hasta el 70 % de los costos operativos totales. Además, son más corrosivas e inestables químicamente en comparación con otras aminas si la concentración es excesiva. [ 8 ]

Otras aminas

Columna de absorción simplificada. Rango de funcionamiento típico: 35–50 °C y 5–205 atm de presión absoluta.

Se han propuesto las piperazinas para la captura y almacenamiento de carbono (CCS) debido a su alta eficiencia en la eliminación de CO₂ . [ 9 ] [ 10 ] Las capacidades de la piperazina se encuentran dentro de los límites de y, por lo tanto, se favorecen para la captura de carbono. La piperazina puede regenerarse térmicamente mediante destilación instantánea multietapa y otros métodos después de ser utilizada a temperaturas de operación de hasta 150 °C y reciclarse de nuevo en el proceso de absorción, lo que proporciona un mayor rendimiento energético general en los procesos de tratamiento de gases de amina. [ 11 ] Se han realizado estudios en plantas piloto. [ 12 ]

Usos

En las refinerías de petróleo, ese gas despojado es principalmente H₂S , gran parte del cual a menudo proviene de un proceso de eliminación de azufre llamado hidrodesulfuración . Esta corriente de gas despojado rico en H₂S luego generalmente se dirige a un proceso Claus para convertirlo en azufre elemental . De hecho, la gran mayoría de las 64.000.000 de toneladas (63.000.000 de toneladas largas; 71.000.000 de toneladas cortas) de azufre producidas en todo el mundo en 2005 fue azufre subproducto de refinerías y otras plantas de procesamiento de hidrocarburos. [ 13 ] [ 14 ] Otro proceso de eliminación de azufre es el proceso WSA que recupera azufre en cualquier forma como ácido sulfúrico concentrado . En algunas plantas, más de una unidad de absorción de amina puede compartir una unidad regeneradora común. El énfasis actual en la eliminación de CO 2 de los gases de combustión emitidos por las centrales eléctricas de combustibles fósiles ha generado mucho interés en el uso de aminas para la eliminación de CO 2 (véase también: captura y almacenamiento de carbono y central eléctrica convencional de carbón ).

En el caso específico de la síntesis industrial de amoníaco , para el proceso de reformado con vapor de hidrocarburos para producir hidrógeno gaseoso , el tratamiento con aminas es uno de los procesos comúnmente utilizados para eliminar el exceso de dióxido de carbono en la purificación final del hidrógeno gaseoso.

En la producción de biogás, a veces es necesario eliminar el dióxido de carbono para que sea comparable al gas natural. La eliminación del contenido, a veces elevado, de sulfuro de hidrógeno es necesaria para prevenir la corrosión de las piezas metálicas tras la combustión del biogás. [ 15 ]

Captura y almacenamiento de carbono

Las aminas se utilizan para eliminar el CO2 en diversas áreas, desde la producción de gas natural hasta la industria alimentaria y de bebidas, y se han utilizado desde 1930. [ 16 ]

Existen diversas clasificaciones de aminas, cada una con características diferentes relevantes para la captura de CO₂ . Por ejemplo, la monoetanolamina (MEA) reacciona fuertemente con el CO₂ y tiene un tiempo de reacción rápido, además de la capacidad de eliminar altos porcentajes de CO₂ , incluso a bajas concentraciones. Generalmente, la monoetanolamina (MEA) puede capturar entre el 85 % y el 90 % del CO₂ de los gases de combustión de una central eléctrica de carbón, siendo uno de los disolventes más eficaces para la captura de CO₂ . [ 17 ]

Entre los desafíos de la captura de carbono mediante aminas se incluyen:

  • La baja presión del gas dificulta la transferencia de CO₂ del gas a la amina.
  • El contenido de oxígeno del gas puede provocar la degradación de las aminas y la formación de ácidos.
  • Degradación de aminas primarias (y secundarias) por CO₂
  • Alto consumo de energía
  • Instalaciones muy grandes
  • Encontrar una ubicación adecuada (recuperación mejorada de petróleo, acuíferos salinos profundos, rocas basálticas...) para desechar el CO2 eliminado [ 18 ]

La presión parcial es la fuerza impulsora para transferir CO₂ a la fase líquida. A baja presión, esta transferencia es difícil de lograr sin aumentar la carga térmica de los rehervidores, lo que resultará en mayores costos. [ 18 ]

Las aminas primarias y secundarias, por ejemplo, MEA y DEA, reaccionan con el CO₂ y forman productos de degradación. El O₂ del gas de entrada también provoca degradación. La amina degradada ya no puede capturar CO₂ , lo que disminuye la eficiencia general de captura de carbono. [ 18 ]

Actualmente, se están sintetizando y probando diversas mezclas de aminas para lograr un conjunto de propiedades generales más deseables para su uso en sistemas de captura de CO₂ . Un objetivo principal es reducir la energía necesaria para la regeneración del solvente, lo cual tiene un impacto significativo en los costos del proceso. Sin embargo, existen ventajas y desventajas que considerar. Por ejemplo, la energía requerida para la regeneración suele estar relacionada con las fuerzas impulsoras para lograr altas capacidades de captura. Por lo tanto, reducir la energía de regeneración puede disminuir la fuerza impulsora y, en consecuencia, aumentar la cantidad de solvente y el tamaño del absorbedor necesarios para capturar una cantidad determinada de CO₂ , incrementando así el costo de capital. [ 17 ]

Véase también

Referencias

  1. 1 2 3 4 Arthur Kohl; Richard Nielson (1997). Purificación de gases (5.ª  ed.). Gulf Publishing. ISBN 0-88415-220-0.
  2. ↑ Gary, JH; Handwerk, GE (1984). Tecnología y economía del refinado de petróleo (2.ª ed.). Marcel Dekker, Inc. ISBN  0-8247-7150-8.
  3. ↑ US 4080424 , Loren N. Miller y Thomas S. Zawacki, "Proceso para la eliminación de gases ácidos de mezclas gaseosas", publicado el 21 de marzo de 1978, asignado al Instituto de Tecnología del Gas. 
  4. ↑ Baker, RW (2002). "Direcciones futuras de la tecnología de separación de gases por membrana". Ind. Eng. Chem. Res . 41 (6): 1393– 1411. doi : 10.1021/ie0108088 .
  5. ↑ Oyenekan, Babatunde; Rochelle, Gary T. (2007). "Configuraciones alternativas de despojadores para la captura de CO 2 por aminas acuosas". AIChE Journal . 53 (12): 3144– 154. Bibcode : 2007AIChE..53.3144O . doi : 10.1002/aic.11316 .
  6. ↑ Gabetta, G.; Correra, S.; Sgorlon, S.; Bestetti, M. (2018). "Condiciones de prueba para la selección de materiales de tuberías con gas ácido a alta presión" . International Journal of Corrosion : 1–9 . doi : 10.1155/2018/3402692 .
  7. ↑ Spooner, Benjamin. "FeS: ¿Amigo o enemigo?" .
  8. 1 2 Idem, Raphael (2006). "Estudios de planta piloto del rendimiento de captura de CO 2 de disolventes acuosos MEA y mixtos MEA/MDEA en la planta de desarrollo de tecnología de captura de CO 2 de la Universidad de Regina y la planta de demostración de captura de CO 2 de Boundary Dam ". Ind. Eng. Chem. Res . 45 (8): 2414– 2420. doi : 10.1021/ie050569e .
  9. ↑ Closmann, Fred; Nguyen, Thu; Rochelle, Gary T. (febrero de 2009). "MDEA/Piperazina como disolvente para la captura de CO 2 " . Energy Procedia . 1 (1): 1351– 1357. doi : 10.1016/j.egypro.2009.01.177 .
  10. ↑ Li, Le; Voice, Alexander K.; Li, Han; Namjoshi, Omkar; Nguyen, Thu; Du, Yang; Rochelle, Gary T. (2013). "Mezclas de aminas utilizando piperazina concentrada" . Energy Procedia . 37 : 353–369 . Bibcode : 2013EnPro..37..353L . doi : 10.1016/j.egypro.2013.05.121 .
  11. ↑ Rochelle, Gary; Chen, Eric; Freeman, Stephanie; Wagener, David V.; Xu, Qing; Voice, Alexander (15 de julio de 2011). "Piperazina acuosa como el nuevo estándar para la tecnología de captura de CO2 " . Chemical Engineering Journal . 171 (3): 725– 733. doi : 10.1016/j.cej.2011.02.011 .
  12. ↑ Cottrell, Aaron; Cousins, Ashleigh; Huang, Sanger; Dave, Narendra; Do, Thong; Feron, Paul HM; McHugh, Stephen; Sinclair, Michael (septiembre de 2013). Captura posterior a la combustión basada en piperazina concentrada para centrales eléctricas de carbón australianas (Informe). Investigación y desarrollo nacional australiano de carbón de bajas emisiones. págs. 9–31 . Recuperado el 3 de mayo de 2016 . 
  13. ↑ Informe sobre la producción de azufre del Servicio Geológico de los Estados Unidos
  14. ↑ Discusión sobre el azufre subproducto recuperado
  15. ↑ Abatzoglou, Nicolas; Boivin, Steve (2009). "Una revisión de los procesos de purificación de biogás". Biofuels, Bioproducts and Biorefining . 3 (1): 42– 71. doi : 10.1002/bbb.117 . ISSN 1932-104X . S2CID 84907789 .  
  16. ↑ Rochelle, GT (2009). "Amine Scrubbing for CO 2 Capture". Science . 325 (5948): 1652– 1654. Bibcode : 2009Sci...325.1652R . doi : 10.1126/science.1176731 . ISSN 0036-8075 . PMID 19779188 . S2CID 206521374 .   
  17. 1 2 Folger, P. (2009). "Captura de carbono: una evaluación de la tecnología". Informe del Servicio de Investigación del Congreso para el Congreso . 5 : 26–44 .
  18. 1 2 3 Wu, Ying; Carroll, John J. (5 de julio de 2011). Secuestro de dióxido de carbono y tecnologías relacionadas . John Wiley & Sons. págs. 128–131 . ISBN  978-0-470-93876-8.
  • Descripción de los equipos de endulzamiento de gas y condiciones de funcionamiento.
  • Selección de aminas para unidades de endulzamiento , Polasek, J. (Bryan Research & Engineering) y Bullin, JA (Universidad de Texas A&M), Reunión regional de la Asociación de Procesadores de Gas, septiembre de 1994.
  • Asociación de Suministro de Gas Natural Desplácese hacia abajo hasta Eliminación de Azufre y Dióxido de Carbono
  • Descripción del libro clásico sobre el tratamiento de gases. Archivado el 16 de marzo de 2008 en Wayback Machine por Arthur Kohl y Richard Nielsen. Purificación de gases (Quinta edición). Gulf Publishing. ISBN  0-88415-220-0.