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• Sebastian Zarate Vilela

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Proceso de Selexol Selexol es el nombre comercial para una eliminación de gases ácidos disolvente que puede separar gases ácidos tales como sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono a partir de corrientes de gas de alimentación como el gas de síntesis producido por gasificación de carbón, coque, o aceites de hidrocarburos pesados. Al hacer esto, el gas de alimentación se hace más adecuado para la combustión y/o procesamiento adicional.

Proceso En el proceso Selexol, el disolvente Selexol disuelve los gases ácidos del gas de alimentación a una presión relativamente alta, por lo general 300 a 2000 psia. El disolvente rico que contiene los gases ácidos es luego decepción de la presión y/o vapor despojado para liberar y recuperar los gases ácidos. El proceso Selexol puede operar selectivamente para recuperar sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono como corrientes separadas, por lo que el sulfuro de hidrógeno puede ser enviado a cualquiera de una unidad Claus para la conversión a azufre elemental o a una unidad de proceso WSA para la conversión en ácido sulfúrico, mientras que, en el mismo tiempo, el dióxido de carbono puede ser secuestrado o se utiliza para la recuperación mejorada de petróleo. El proceso Selexol es similar al proceso Rectisol, que utiliza metanol como disolvente refrigerado. El disolvente Selexol, es una mezcla de los dimetil éteres de polietilenglicol. Selexol es un disolvente físico, a diferencia de eliminación de disolventes basados en aminas de ácidos de gas que se basan en una reacción química con los gases ácidos. Dado que no hay reacciones químicas están involucradas, Selexol generalmente requiere menos energía que los procesos basados en amina. Sin embargo, a presiones de gas de alimentación por debajo de aproximadamente 300 psia, la capacidad disolvente Selexol se reduce y los procesos basados en amina será normalmente superior. Este proceso se basa en las solubilidades diferentes de metano y dióxido de carbono. Se realiza mediante un paso de adsorción y uno de regeneración.

Usos El proceso Selexol se usa para la purificación del gas por remoción de H2S, CO2, COS, mercaptanos, etc de las corrientes de gas por absorción física. El solvente, dimetiléter de polietilenglicol (DMPEG), cuyo nombre comercial es selexol, tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre, y conserva la capacidad de absorber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas. La mayoría de las aplicaciones comerciales son para el tratamiento de gas con altas concentraciones de CO2 y H2S, tal como es el caso de las plantas de amoníaco. El Selexol no es recomendable para aplicaciones de baja presión.

Una

característica adicional del proceso Selexol es su capacidad de deshidratar gas natural hasta alcanzar especificaciones de tubería. Una planta Selexol consiste en un absorbedor junto con medios para resorber por expansión y/o despojamiento.

Para mejorar la selectividad natural hacia

compuestos sulfurosos, algunas veces se incluye el reciclaje. Las temperaturas pueden ser controladas muchas veces sin calentamiento o enfriamiento externo, usando turbinas hidráulicas o intercambiadores de calor. No se necesita recuperador de solvente, ya que no existe degradación. Esto, junto con una presión de vapor baja, significa también pérdidas bajas de solvente. El solvente no es corrosivo y no forma espuma. La absorción de las impurezas es esencialmente proporcional a sus presiones parciales. Las condiciones de alimentación pueden variar dentro de un amplio margen en el equipo existente.

Ventajas del Selexol 

Selectivo para el H2S.

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No hay degradación del solvente por no haber reacciones químicas.

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No se requiere “reclaimer”.

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Pocos problemas de corrosión.

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El proceso generalmente utiliza cargas altas de gas ácido y por lo tanto tiene bajos requerimientos en tamaño de equipo.

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Se estima que remueve aproximadamente el 50% del COS y el CS2.

Desventajas del Selexol 

Alta absorción de Hidrocarburos. Los procesos de absorción físicos son más aplicables cuando los contenidos de etano e hidrocarburos más pesados son bastante bajos.

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Requiere presiones altas (mayores de 400 LPC.).

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Solvente más costoso que las aminas.

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En algunos casos se ha presentado acumulación de azufre en el solvente y deposición de azufre en los equipos.

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Baja remoción de mercaptanos.

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Se debe usar gas de despojamiento en el proceso de regeneración.

Conclusiones Las conclusiones que podríamos dar acerca de este trabajo son: 

Realizamos un estudio y análisis de las características del Proceso SELEXOL.

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Es importante conocer las características de este proceso ya que nos servirán en un futuro en nuestro perfil estudiantil y profesional.

Proceso de Endulzamiento por el proceso Benfield Proceso hot potassiun carbonate (Benfield) El proceso fue desarrollado por U.S. Bureau of Mines en bruceton, pensilvania, como parte de un programa para síntesis de combustible líquido del carbón (coal). El proceso fue desarrollado aún mas en los setentas por benson y field, basados en el trabajo original de U.S. Bureau of Mines, haciendo muchas mejoras. Entre esas y probablemente la más importante, el desarrollo de un amino activador (DEA) para la solución de carbonato de potasio, resultando en un sustancial bajo costo capital, costo de operación y alta pureza del gas tratado. Mayores mejoras fueron realizadas en la economía de energía a través de la recuperación de calor interno, y el proceso ha demostrado ser apropiado para remoción parcialmente selectiva de sulfuro de hidrógeno en presencia de dióxido de carbono.

En el proceso split-stream una porción de la solución pobre del regenerador es enfriada y alimentada a lo alto del absorbedor, mientras que la mayor porción es agregada caliente en un punto a una distancia debajo del tope. Esta simple modificación aumenta la pureza del gas disminuyendo el equilibrio de la presión de vapor del CO2 sobre la última porción de la solución contactada por el gas. Un esquema más complejo de dos etapas también ha sido usado para situaciones en la que se requiere una remoción más completa del CO2. En esta modificación la solución principal es extraída del despojador en un punto arriba del rehervidor para que solo una porción de la solución baje por el fondo de despojador hacia el rehervidor, ya que esta porción de la solución es regenerada por el vapor total suministrado a la columna despojadora, es minuciosamente regenerado y es capaz de reducir el contenido de CO2 del gas a un bajo valor. La solución principal es alimentada al punto medio del absorbedor, mientras que la porción más regenerada es alimentada por el tope. El diagrama de flujo básico de Benfield, sin ninguna conservación de calor, típicamente tiene un requerimiento de calor en el rango de 45.000 a 50.000 Btu/Lbmole CO2. Muchas modificaciones del diagrama de flujo básico se han usado, primariamente apuntando a economizar calor y mayor pureza del producto. Ejemplos de diagramas modificados son mostrados en las Figuras 1, 2, 3 y 4. El proceso Benfield “LoHeat”, ilustrado en la Figura 1, usa bajo nivel de calor, el cual de otra forma podría perderse en un enfriador de solución o un condensador, para satisfacer parte del requerimiento de regeneración de calor. La solución pobre caliente que sale del regenerador es reducida en presión para producir vapor. Muchas de las unidades “LoHeat” usan múltiples etapas para incrementar la eficiencia de energía general por 10 a 15%. Cada etapa opera alrededor de 2 psi por debajo de la etapa anterior. La corriente despresurizada en forma súbita es recomprimida usando un eyector de vapor o un recompresor mecánico y reinyectado al regenerador. El vapor recuperado de las corrientes de gas y líquido puede reducir los requerimientos de energía externa tanto como 60%.

Una opción importante para LoHeat es el esquema Hibrido Benfield LoHeat. Como se muestra en la Figura 2, este sistema usa una combinación de eyectores de vapor y recompresor mecánico de vapor (MVR). Típicamente un tanque multietapa de venteo es empleado en las primeras etapas operando en eyectores de vapor y una etapa final usando un MVR. El MVR permite tasas grandes de compresión permitiendo de esta forma una descompresión súbita más profunda y por ende incrementando el ahorro de energía. Una modificación descrita por Benson y Parrish (1974) es el “HiPure Process” el cual es capaz de producir un gas tratado conteniendo menos de un ppm de HS y menos de 50 ppm de CO2. Las habilidades de remover estos compuestos a tan bajo nivel hacen a este proceso excelente para purificación de gas natural, el proceso también se ha usado en gas natural licuado (LNG) donde se requiere extremadamente baja especificación de productos como CO2, HS, COS y mercaptanos. Este proceso, como se muestra en la Figura 3, usa dos soluciones circulando en serie, independientes pero compatibles, para alcanzar alta pureza combinada con alta eficiencia. El gas de proceso contacta primero con el “hot potassium carbonate” seguido por un contacto con una solución de amina. El “hot potassium carbonate” sirve para remover la mayor parte de los gases ácidos, mientras que la purificación final se alcanza con la segunda solución. Las dos soluciones son regeneradas separadamente en dos secciones de un regenerador con el vapor que deja la parte baja del regenerador siendo reusada en la sección superior. Los dos sistemas están térmicamente integrados usando el calor desechado del circuito de aminas y proveer una porción de regeneración de calor en el circuito de carbonato. El calor requerido por las dos soluciones combinadas es generalmente más bajo que la de un sistema convencional de hot carbonate. Sin embargo, el costo capital de una unidad HiPure es algo más alta que una unidad normal Benfield debido al equipo adicional que requiere, la economía en energía calórica y la habilidad de producir gas de alta pureza lo hace un proceso atractivo.

Diagrama del proceso

Figura 3 Diagrama de flujo para el proceso Benfield “LoHeat”

Figura 3 Diagrama de flujo para el proceso Benfield “Hipure” con sistema LoHeat”

Figura 4 Diagrama de flujo para el proceso Benfield “LoHeat” mejorado con una etapa flash de solución rica.

Aplicación (selectividad) Estas soluciones mixtas (mezclas de una amina, un solvente físico y agua), como el proceso Benfield. Pueden tratar grandes cargas de gas ácido y puede ser aplicado en plantas.

Ventajas El proceso de Benfield, no tiene ninguna conservación de calor, la cual típicamente tiene un requerimiento calor en el rango de 45.000 a 50.000 Btu/Lb-mole CO2. Primariamente apuntando a economizar calor y mayor pureza del producto. Dentro de sus ventajas se conoce que tiene un bajo consumo de energía. 

Regeneración a baja temperatura.

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Selectivo al HS.

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Remueve COS, CS2

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No presenta reacciones químicas.

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Remoción global de gases ácidos.

Desventajas. Limitación para bajas presiones parciales del gas acido (Pp >50 psi). 

Limitado a bajas cantidades de hidrocarburos pesados.

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No siempre cumple especificación requerida.

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Alta afinidad de los hidrocarburos pesados y su recuperación no es económicamente viable.

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Solventes más costosos que las aminas.

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Opera a temperaturas muy bajas.

Proceso Rectisol Rectisol™ es un proceso de lavado físico que implica el uso de un disolvente para eliminar los gases ácidos del gas sintético crudo. Air Liquide Engineering & Construction puede adaptar la tecnología a cualquier tipo de gas sintético, lo que permite optimizar los gastos de capital y operativos (CAPEX y OPEX) del cliente.

Absorción de gases ácidos El proceso Rectisol™ puede aplicarse a cualquier gas sintético crudo generado a partir de la gasificación de una materia prima rica en carbono, como por ejemplo todos los tipos de residuos de refinería o coque de petróleo. El proceso utiliza metanol frío como disolvente para absorber físicamente los componentes ácidos del gas sintético. En general, estos componentes eliminados a través Rectisol™ incluyen el dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, oxisulfuro de carbono, mercaptanos, amoníaco, cianuro de hidrógeno y casi todos los demás componentes traza detectados típicamente en las corrientes de gases sintéticos derivados de la gasificación. Mediante un proceso de evaporación súbita y desorción, el disolvente rico puede ser regenerado.

Rectisol es en la actualidad el proceso líder que proporcionar gas de síntesis de gasificación de alta pureza para aplicaciones catalíticas posteriores.

Ventaja 

Generación de gas de síntesis de alta pureza especialmente para los procesos catalíticos

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Plantas totalmente acreditadas y de referencia en diferentes y amplias escalas

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Utilización de disolventes económicos

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La tecnología ofrece bajos costes operativos y alta disponibilidad

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Configuración del proceso a medida para optimizar los gastos CAPEX y OPEX

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Cifras clave

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Capacidad: de 100 000 a un millón de metros cúbicos normales por hora por tren

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Rectisol

Bibliografía https://es.scribd.com/document/305030752/PROCESOS-DEENDULZAMIENTOhttp://centrodeartigo.com/articulos-utiles/article_106612.html http://es.scribd.com/doc/20328199/Glosario-Tecnico-Petrolero https://www.engineering-airliquide.com/es/purificacion-gas-sintesis-rectisol