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• MauricioLopez

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PETROQUIJMICA

TECNOLOGIAS DE CAPTURA DE CO2 Se trata de la familia de tecnologías más maduras, recogida de la experiencia de separación desarrollada en procesos industriales muy conocidos de gases, acero, amoniaco, etc. En el siguiente estudio se explican tres procesos de captura de CO2 que actualmente se están desarrollando a nivel comercial y experimental. El objetivo de los procesos de captura para los procesos de la industria petroquímica son los de reducir la contaminación de los gases utilizados como materia prima de los procesos a los que serán sometidos. PROCESO BENFIELD OBJETIVO Analizar las reacciones que dan a lugar la remoción de CO2 mediante este proceso. INTRODUCCION El Proceso de Benfield es una técnica aplicable a la eliminación de H2S y CO2 de gases, como el gas natural, la refinería de petróleo, el gas reformado, los gases industriales, etc. Este proceso puede adaptarse de manera más eficiente a los requisitos para tratar un gas mediante una combinación de flujo provistos para la eliminación de CO2 solamente, o CO2 y H2S, y para reducir el consumo de calor. Para mejorar la transferencia de masa en la absorción con carbonato potásico e inhibir la corrosión, se añaden activadores e inhibidores. Estos sistemas conocidos como “activated hot potasium carbonate” (AHPC). Estos procesos están diseñados para la captación de CO2 en grandes cantidades, de corrientes a alta presión, produciéndose un CO2 de alta pureza. Algunos procesos para la eliminación de CO2 de gases alta presión usan soluciones de carbonato potásico con promotores de aminas secundarias como la piperazina, esto mejora el proceso la absorción de la solución. 1

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Sus características son: 

Se utiliza un activador muy efectivo para disminuir la presión parcial de equilibrio de los gases ácidos y acelerar la velocidad de absorción.

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El consumo de calor para la regeneración del líquido absorbente se reduce apreciablemente mediante el uso de un eyector de vapor.

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El Proceso HiPure es una buena opción para una alta purificación donde el H2S debe eliminarse a 1 ppm o menos, y el CO2 a solo una poca ppm.

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No se necesita material anticorrosivo específico para el equipo.

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El líquido absorbente no es tóxico y no se utilizan productos químicos patentados.

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El líquido absorbente no sufre degradación y no es necesario un recuperador.

El proceso del carbonato potásico caliente (HPC) está basado en la diferencia de solubilidad del CO2 a alta presión (condiciones de absorción) y a baja presión (condiciones de regeneración), por lo que la mayor eficiencia se espera para altas presiones parciales de CO2 en la alimentación. La presión parcial de gas ácido es la fuerza impulsora del proceso HPC. La cantidad de CO2 en la entrada puede estar entre el 5 y 35%. PROCESO La absorción y regeneración de los gases ácidos se llevan a cabo de manera similar a la de los procesos convencionales de amina o carbonato. El gas a tratar se alimenta al fondo del absorbedor y fluye a contracorriente al líquido absorbente suministrado en la parte superior del absorbedor. Los gases ácidos son absorbidos por el líquido absorbente, el líquido que ha absorbido los gases ácidos se precalienta y luego se suministra a la parte superior del regenerador, donde los gases ácidos se eliminan mediante vapor para la regeneración del líquido. El líquido regenerado se enfría previamente y se recircula al absorbedor. 2

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El proceso contiene una etapa de absorción de gas y una etapa de regeneración de carbonato. El carbonato de potasio (K2CO3) es el álcali en el disolvente de absorción.

El K2CO3 reacciona con CO2 y H2S en la torre de absorción, formando bicarbonato (HCO3-1) y bisulfuro (HS-1). Esta reacción permite que el solvente disuelva significativamente más CO 2 y H2S de lo que es posible con agua pura. El solvente gastado es el vapor eliminado del CO2 absorbido y el H2S en la torre de Regeneración. El solvente regenerado se recicla de nuevo al absorbedor después de la recuperación de energía usando intercambiadores de calor.

Mecanismo químico en el absorbedor y regenerador. Las reacciones químicas entre los gases ácidos y K2CO3 son bien conocidas,

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Estas reacciones son reversibles. Proceden de izquierda a derecha en la unidad de absorción y de derecha a izquierda en la unidad de regeneración. Procesamiento en estado estacionario El balance de masa ideal se logra cuando los moles de CO 2 y H2S absorbidos por el gas amargo equivalen a los moles de CO2 y H2S que salen con el gas ácido. La desviación del balance de masa ideal ocurrirá si el CO 2, el H2S y también la absorción o remoción de H2O están fuera de balance. Además, la impureza que ingresa con el gas amargo se acumulará en el solvente alcalino si no pueden eliminarse como vapor. Por lo tanto, se usa una corriente de purga para mantener las propiedades consistentes del disolvente.

CONCLUSION Como conclusión podemos agregar que este proceso es muy utilizado y conocido a nivel mundial por su efectividad, por lo tanto, es un proceso a considerar para la remoción de CO2 en procesos industriales. PROCESO SELEXOL OBJETIVO Estudiar y describir las características del Proceso Selexol. DESARROLLO 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.

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El proceso de Selexol se utiliza para eliminar selectivamente o simultáneamente compuestos de azufre, dióxido de carbono y agua de un gas o una corriente de aire. Selexol, el solvente, es una mezcla de Dimetil Éter Poli etilenglicol (DEPG). Hay varias aplicaciones de este proceso: 

Eliminación de CO2 de la producción de amoniaco.

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Eliminación de CO2 y H2S del gas natural, gas de síntesis, gas proveniente de la gasificación,

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Purificación de gas procedente de la biodegradación de residuos municipales.

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. 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 que estén involucradas, Selexol generalmente requiere menos energía que los procesos basados en amina.

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. 5

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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.

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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

ESQUEMA DEL PROCESO SELEXOL

El gas a tratar es primero enfriado en el intercambiador de calor antes de ingresar al absorbedor por la parte inferior. El solvente regenerado alimenta el absorbente en la parte superior. El gas tratado abandona el absorbedor y el solvente enriquecido con componentes ácidos e hidrocarburos disueltos se deja en el fondo. El disolvente se regenera con tres válvulas de expansión sucesivas a partir de la presión de operación del absorbedor (68 barg) a la presión atmosférica. La fase de vapor procedente de la primera expansión, rico en metano, se comprime y recicla a 6

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la entrada del proceso. La fase de vapor procedentes de las otras dos expansiones se envía al flare. La turbina permite ahorrar energía en el vapor que proviene de la segunda expansión. La fase líquida que sale de la última válvula de expansión corresponde al solvente regenerado. El tambor de flash en la parte inferior del absorbedor, sólo se utiliza para el retiro físico de gas arrastrado. El intercambio de calor en la entrada del absorbedor, es debido al gas tratado, que sale frio, para intercambiar calor con el gas a tratar que entra a mayor temperatura por el intercambiador. El caudal y la pureza del Selexol en el ciclo de reciclaje se inicializan en la corriente de disolvente enriquecido que ingresa al absorbedor. El caudal y la pureza se han elegido para obtener menos del 3% molar de CO2 en el tratamiento gas. CONDICIONES DE OPERACIÓN GAS DE ALIMENTACIÓN

ABSORBEDORA

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CONCLUSIÓN Se logró analizar los principales características y componentes del proceso de Selexol. Así también como la descripción del proceso principal de Selexol. El proceso de Selexol generalmente requiere menos energía que los procesos basados en amina. PROCESO RECTISOL OBJETIVO Investigar, y analizar el proceso de Rectisol usado en el proceso de remoción del dióxido de carbono. INTRODUCCION El proceso Rectisol fue desarrollado inicialmente en Alemania por Lurgi GmbH. Fue desarrollado más en forma conjunta con Linde AG (Kriebel, 1989) y ahora se ofrece por ambas empresas. El uso principal del proceso es en las instalaciones a base de aceite carbón y pesados para producir alcoholes amoníaco, metanol, hidrógeno, líquidos SNG, Fischer-Tropsch, y oxo. En 1996 fue informado que más de 100 unidades estaban en funcionamiento en construcción (01 Lurgi-Gas-Chemie GmbH y Linde AG, 1996). PROCESO RECTISOL

El proceso Rectisol, que utiliza metanol como su disolvente, fue el primer proceso disolvente orgánico físico. Aunque es un verdadero proceso disolvente físico, tiene una serie de características que lo distinguen de los otros procesos disolventes físicos. En primer lugar, Rectisol tiene la capacidad separar impurezas molestas que se producen en la gasificación de carbón o aceite pesado, incluyendo cianuro de hidrógeno, compuestos aromáticos, compuestos orgánicos de azufre, y los hidrocarburos de la formación. El uso de metanol también facilita la deshidratación 8

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y la prevención de hielo y la formación de hidratos en las bajas temperaturas utilizadas en el proceso. El segundo distintivo es que el proceso Rectisol opera a temperaturas mucho más bajas que otros disolventes de procesos físicos. Con temperaturas de funcionamiento tan bajas como -75" a -100 ° F. A estas temperaturas, el metanol todavía tiene una baja viscosidad así que la transferencia de masa y calor se deteriora de manera significativa, y capacidad de carga del disolvente tanto para CO y H2S se vuelve muy alta, considerablemente mayor que la de otros disolventes físicos en sus temperaturas de funcionamiento típicas. Estas características conducen a la capacidad de lograr separaciones muy afiladas, con concentraciones de H2S y CO2 de típicamente 0,1 ppm, concentraciones de unos pocos ppm en el gas tratado. El funcionamiento a temperaturas muy bajas con resultados ceses muy afilados en los regímenes de flujo relativamente complejo. Esto, combinado con la necesidad de refrigeración de baja nivel, lleva a los altos costos de la planta. DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN

El proceso Rectisol está disponible en una amplia variedad de configuraciones a cumplir los requisitos específicos y condiciones de alimentación. Los sistemas pueden ser diseñados para: (1) eliminar todas las impurezas produciendo un gas tratado que esta esencialmente libre de compuesto de azufre y CO. (2) retirar H2S y otros compuestos de azufre selectivamente, dejando una porción de la C02 en el gas tratado. (3) eliminar y recuperar CO2 y H2S, producir por separado tres corrientes de producto (gas purificado, C02, y de H2S). Objetivos típicos de las diferentes configuraciones incluyen la producción de un flujo de gas altamente purificado; la producción de una corriente de gas sulfuro de ricos 9

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en hidrógeno adecuado como alimentación a una planta Claus; y la producción de un puro C02 corriente que se puede utilizar en la síntesis de urea. Una unidad Rectisol diseñado para la producción de gas de síntesis y dióxido de carbono, que son adecuados para alimentar a una planta de urea, ha sido descrita por Linde AG y Lurgi GmbH (1992). Dos configuraciones básicas del proceso de Rectisol existen, el proceso estándar no selectivo y la versión selectiva. En el no selectivo proceso de un solo paso, el CO, y H2S son absorbidas simultáneamente; mientras que, en el selectivo diseño de dos etapas se elimina en la primera etapa H2S seguido de CO, eliminación en el segundo paso. La mayoría de aplicaciones comerciales emplean la configuración estándar. Planta de Rectisol estándar

En la planta del norte Dakota, el lignito se gasifica con el uso de la tecnología de Lurgi. Después de la retirada de impurezas pesadas, tales como alquitrán de carbón y partículas de sólidos. el proceso Rectisol se utiliza para eliminar la nafta, H2S, Co2, y otros contaminantes tales como HCN, mercaptanos, COS, y las impurezas de azufre orgánicos. “La unidad de Great Plains Rectisol consta de dos trenes de absorción y regeneración idénticos con una extracción nafta común y tren de recuperación de metanol”.

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El esquema de flujo básico es:

El gas de alimentación se enfría primero por intercambio de calor con corrientes de proceso de gas de escape y luego por refrigeración con amoniaco a una temperatura entre -30" y -55'F. Los gases de alimentación pasan a continuación a la de prelavado y la columna de absorción. La columna prelavado y el absorbedor se divide en las secciones principales: el prelavado parte inferior, la absorción principal medio, y las secciones de absorción final superiores. La sección principal de absorción medio se divide en segmentos superior e inferior por una bandeja de chimenea. La sección inferior o de prelavado elimina nafta y otras impurezas relativamente pesadas, mientras H2S, C02, y la mayoría de las impurezas más ligeras son absorbidas en las secciones de absorción principales medios. La sección de absorción final superior elimina las trazas residuales de CO2 y H2S desde el gas producto. El metanol se utiliza en las tres secciones para lograr estas separaciones. El metanol más magro, desde la columna regeneradora caliente, se alimenta a la sección de absorción final superior de la columna prelavado y absorbedora. La mayor parte del metanol del flash Regenerator se devuelve a la sección de 11

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absorción principal superior. Metanol a partir de esta sección se retira de la columna de prelavado y el absorbedor y se enfría por refrigeración de amoníaco. La mayor parte de este metanol se recicla de nuevo a la bandeja superior de la sección de absorción principal inferior. Esto elimina el calor de absorción y permite cargas de solución más altas. Una pequeña corriente deslizante de los ricos metanol, refrigerada se utiliza para la eliminación de impurezas pesadas en la sección de prelavado inferior. El gas tratado con H2S y C02 sus concentraciones son reducidas a 0,2 y 1,5 ppm volumen por ciento, respectivamente, se utiliza para pre enfriar el gas de alimentación y, a continuación, pasa a los límites de batería en ruta a metanización. Con el gas de alimentación diseño, ambos trenes Rectisol producen 355 MMScfd de gas producto que, después de metanización, produce 137 MMScfd deSNG. El metanol rico a partir de la sección de absorción principal del prelavado y la columna de absorción se enfría por refrigeración con amoniaco y fluye a una serie de pasos de regeneración seis flashes, el disolvente rico va a presiones sucesivamente más bajas con el flash final en condiciones de vacío. Gas de escape desde el primer flash, que contienen cantidades significativas de H2, CO, y CH4, se recicla a las instalaciones de re compresión para la eventual recuperación de estos componentes valiosos. Esta torre se recalienta con bajas pres-seguro de vapor; mientras a corriente de gas de cabeza que contiene gases ácidos se lava con vapor condensado para la eliminación de metanol, después se combina con el gas de escape del regenerador flash, y se dirige a la planta de Stretford para H2S eliminación.

El metanol de la sección de prelavado de la columna de prelavado y el absorbedor, que contiene nafta y otras impurezas, en el recipiente de vaporización instantánea de prelavado para la eliminación de gases disueltos, que también pasa a la unidad de Stretford. El metanol fluye entonces al extractor de nafta junto con varias corrientes acuosas. Cuando las corrientes acuosas y el metanol prelavado se mezclan, el metanol se disuelve preferentemente en la fase acuosa y la nafta se 12

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recupera como una capa inmiscible en el extractor. La nafta se destila luego en la nafta cargador para su eliminación de gases disueltos y pequeñas cantidades de agua. El corte de metanol-agua del extractor de nafta se destila en la columna azeotrópica donde se toma un azeótropo de metanol-agua-nafta de arriba y luego recicla al extractor de nafta. El producto de cola de la columna azeotrópica contiene metanol y agua y es enviado a la columna de metanol-agua. En esta torre, el agua es rechazada desde la parte inferior y se utiliza fuera de las instalaciones para enfriamiento de maquillaje torre. La corriente de metanol de cabeza se recicla a columna regeneradora caliente para su eventual reutilización en la sección de absorción final de la columna de prelavado y absorbedor. Muchos de estos pasos son hecho necesario por la presencia de nafta y otros contaminantes problemáticos en la corriente de gas y, normalmente, no están incluidos en las plantas que tratan corrientes de gas procedentes de fuentes distintas que el proceso de gasificación de carbón Lurgi. CONCLUSIÓN: Se logró detallar el proceso de Rectisol usado en la remoción de CO2, el cual no solo se encarga de tratar co2 sino también otras impurezas del flujo. Una unidad Rectisol es diseñado para la producción de gas de síntesis y dióxido de carbono, que son adecuados para la alimentación de una planta de urea.

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BIBLIOGRAFIA  http://wiki.olisystems.com/wiki/Benfield_process  UOP BenfieldTM- Process Low cost removal of CO2 and H2S from natural and synthesis gas-2017  https://www.linkedin.com/pulse/benfield-process-co2-removal-larbihammoun/  http://bibing.us.es/proyectos/abreproy/4355/fichero/ANALISIS+DE+LA+TEC NOLOGIA+DE+REDUCCION+EFECTIVA+DE+EMISIONES+DE%252F3.+ TECNOLOGIA+DE+CAPTURA+DE+CO2.pdf  http://www.prosim.net/bibliotheque/File/Exemples-ApplicationsPSP/En/PSPS_E16_EN-Selexol-Process.pdf  RANEY D.R., “Remove Carbon Dioxide with Selexol”, Hydrocarbon Processing, 55, 73-75 (1976)  https://www.sciencedirect.com/topics/engineering/selexol-process  GAS PURIFICATION”, Arthur Kohl and Richard Nielsen, HOUSTON TEXAS (1997).  http://www.pacificcrn.com/file/201612/12/20161212220906_20398.pdf

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