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República bolivariana de Venezuela Ministerio del poder popular para la educación universitaria Universidad bolivariana de Venezuela Maracaibo estado Zulia

Proceso con solventes fisicos

Realizado por Paula correa 25201563

Maracaibo, 28-11-2017

Características En estos procesos, el solvente físico utilizado, absorbe el contaminante como gas en solución, sin que se presenten reacciones químicas entre el solvente utilizado y los gases ácidos. Se caracterizan por su capacidad de absorber, de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos, como el ácido sulfhídrico (H2S) así como también al dióxido de carbono (CO2) y los compuestos orgánicos de azufre, tales como (COS; CS2 ; Mercaptanos) en función de las solubilidades correspondientes. Los solventes utilizados para la remoción de gases contaminantes del gas natural, también tienen una fuerte afinidad con el agua, por tanto el solvente deshidrata el gas simultáneamente.

Siguiendo la secuencia establecida, a continuación, se describirán los principales procesos de endulzamiento que trabajan con solventes físicos.

1. SELEXOL El proceso SELEXOL se usa para la purificación del gas por remoción del H2S, CO2, COS, mercaptanos, etc. de las corrientes de gas por absorción física. El solvente dimetil-éter de polietilen-glicol, (nombre comercial Selexol), tiene fuerte preferencia por los compuestos con base de azufre mientras retiene la capacidad de absorber económicamente grandes cantidades de todas las impurezas. Una característica adicional del proceso Selexol es su capacidad de deshidratar gas natural hasta alcanzar especificaciones de tuberías. El Selexol no es recomendable para aplicaciones de baja presión. Así como ocurre con todos los solventes físicos, hay gran co-absorción de

Hidrocarburos. Esto obliga al reciclaje de los hidrocarburos recuperados y a su utilización en el sistema de combustible. Una segunda desventaja del proceso Selexol es su viscosidad a la temperatura de operación, lo cual obliga a diseñar con tiempos de retención muy grandes, con el fin de permitir la separación total del gas. Esto puede convertirse en una desventaja en los diseños costa afuera debido a los inventarios de líquidos, el espacio requerido y el peso. El proceso Selexol, desarrollado por Allied Chemical Corporation, es ahora propiedad de la Norton. El Selexol ha sido operado exitosamente en instalaciones costa afuera por la Marathonxs Brae… El proceso sirve para “endulzar” gas natural ácido; gas producto de la gasificación de carbón o petróleo e hidrocarburos livianos, gases compuestos de la reformación de vapor u oxidación parcial y gases de refinería, produciendo combustible con menos de1 ppm de azufre total y el agua a menos de 0,112 gr./ (7lb/ MM pcn). El CO2 puede ser retenido o removido según se requiera Una planta Selexol consiste de un absorbedor junto con medios para desorber 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 e intercambiadores de calor. No se necesita recuperador de solvente ya que no existe degradación. Esto, junto con una presión de vapor baja significa pérdidas de solvente también bajas. 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 en un amplio margen en el equipo existente. A otro extremo del proceso, el solvente es regenerado por desorción física en lugar de descomposición química.

2. SEPASOLV MPE El proceso Sepasolv MPE es propiedad de la BASF, utiliza como solvente una mezcla de poli etilenglicol, dialquiléteres (éteres di alquílicos) y puede alcanzar las especificaciones del gas por debajo de 100 ppm de CO2. El proceso es similar al Selexol, también es capaz de deshidratar el gas a un nivel aproximado de 5 libras por millón de pcn.

3. CARBONATO DE PROPILENO O SOLVENTE FLÚOR

El carbonato de propileno es producido por Down Chemical Co. El proceso que lo usa está patentado por Flúor, por lo cual se llama Solvente Flúor (“Flúor Solvent”). El solvente Flúor emplea un compuesto orgánico anhídrido y carbonato de propileno para remover CO2 y H2S de la corriente de gas natural. El uso de este solvente de alta capacidad, el cual absorbe el gas ácido por solución física, permite la regeneración del solvente simplemente por disminución de la presión del solvente rico, generalmente sin la aplicación de calor. En general este proceso es más apropiado para los casos donde la presión parcial de CO2 más H2S en el gas de alimentación es alta, mayor que unos 5,17 bar (75 psi) y, además, el contenido de hidrocarburos pesados es bajo. El arreglo del proceso seleccionado para cualquier instalación en particular dependerá de varios factores. Estos incluyen el grado de purificación requerido para CO2 y H2S en el gas de alimentación, la presión de operación, etc. Los esquemas de corriente dividida pueden aplicarse a ciertas situaciones y otras técnicas pueden emplearse para asegurar la producción de un gas para la venta que contenga 4 ppm. (0,25 granos de H2S /100 pcn). Otras veces, la expansión atmosférica simple o expansión al vacío será el método preferido de regeneración del solvente. Las turbinas hidráulicas movidas por el solvente rico y turbinas de expansión de gas en las corrientes del gas expandido, separadas a presiones intermedias, son renglones comunes en las plantas de Solvente Flúor. Estos dispositivos conservan la energía y reducen los requerimientos de refrigeración externa. El carbonato de propileno es un líquido incoloro con un ligero olor agradable que ha ido creciendo en importancia como un solvente para la remoción de dióxido de carbono de las corrientes de gas natural a alta presión. La conveniencia del carbonato de propileno para esta aplicación estriba en una combinación única de atributos, tales como: Alto grado de solubilidad para dióxido de carbono. Bajo calor de reacción con dióxido de carbono. Baja presión de vapor a temperaturas de operación. Baja solubilidad del hidrógeno e hidrocarburos de bajo peso molecular presentes en la corriente del gas. Aparente falta de reactividad hacia todos los componentes del gas. Baja viscosidad Baja hidroscopicidad.

Alta estabilidad bajo condiciones operacionales. Poca reactividad con metales comunes. Las ventajas específicas del proceso incluyen simplicidad, bajos requerimientos de energía térmica y de bombeo. Economía favorable. El carbonato de propileno tiene una alta solubilidad al CO2, no obstante, está limitado para operar con agua, razón por la cual sólo sirve para trabajar con gas seco.

4. RECTISOL El proceso Rectisol tiene licencia de Linde & Lurgi. Utiliza un solvente orgánico, por lo general metanol. Puede trabajar a temperaturas por debajo de 0°C, en – 30°C, deshidrata el gas de la alimentación y se recupera mediante destilación. El equipo va asociado con el enfriamiento del gas de la alimentación, es pesado y requiere aleaciones especiales de acero al cromo, para bajas temperaturas. La pérdida de solventes por evaporación es alta y la recuperación del solvente es compleja.

5. PURISOL El proceso Purisol fue desarrollado por Lurgi, propietaria de la licencia. El solvente es NMETILPIROLIDONA (NMP) y es capaz de llenar especificaciones de hasta 0,1% molar de CO2. El proceso deshidrata el gas de la alimentación, lo que hace necesario lavar con agua el gas tratado para recuperar el Purisol vaporizado, el cual tiene una presión de vapor alta. Así como el caso anterior, este proceso no ofrece ventajas especiales para ser recomendados en instalaciones marítimas.

Consideraciones para su selección Como la absorción se caracteriza por su capacidad de absorber de manera preferencial, diferentes componentes ácidos de la corriente de hidrocarburos, por lo tanto la elección del proceso depende también de la presencia de estas impurezas en el gas como el CS2 (Disulfuro de Carbono) y el COS (Sulfuro de Carbonilo), porque pueden afectar de forma adversa a la eliminación del sulfuro de Hidrógeno. Los procesos físicos tienen alta afinidad por los hidrocarburos pesados. 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, debido a que estos componentes son

liberados del solvente con los gases ácidos y su separación no es económicamente viable. Las características deseables en un solvente para la absorción física son las siguientes: Baja temperatura de operación para reducir al mínimo las pérdidas de solventes Baja solubilidad en el solvente de los componentes hidrocarburos del gas. En condiciones normales operacionales no debe existir degradación del solvente. No debe generarse ninguna reacción química entre el solvente y cualquier componente del gas de alimentación. Ninguna corrosión con los metales comunes.

Condiciones de operación Principalmente los procesos de absorción física son utilizados cuando la presión del gas es alta y a temperaturas bajas y además cantidades apreciables de contaminantes; obviamente que mientras más alta sea la presión y la cantidad de gas, mayor es la posibilidad de que se disuelva el gas en la solución. Si el solvente físico se utiliza para la remoción del (C02), la regeneración del solvente puede realizarse simplemente por reducción de la presión de operación.

Regeneración del solvente Son regenerados con disminución de presión y aplicación de calor o uso de pequeñas cantidades de gas de despojamiento. La regeneración del solvente es usualmente acompañada por un separador flash a una presión más baja que en el proceso de absorción con una entrada moderada de calor. Los bajos requerimientos de calor en la etapa de regeneración del solvente se deben al poco calor de absorción; como resultado, los solventes físicos resultan más competitivos que los solventes químicos, sin embargo, la inclusión de un ciclo externo de refrigeración y su requerimiento energético puede cancelar esta ventaja.

Esquema general del proceso de absorción física

El diagrama de flujo y los equipos requeridos para este proceso puede variar de acuerdo al nivel de recuperación de gases contaminantes que se necesite y a las condiciones de operación. En la figura N° 1 se observa el proceso, cuando el gas ácido ingresa al separador de entrada, y de allí pasa a la torre contactora. También se observan los tanques de dióxido de carbono donde ocurre la deserción o despojamiento, para que al final del proceso se observe la eliminación del sulfuro de hidrógeno de la corriente de gas natural.

Ventajas y desventajas VENTAJAS La principal atracción de los procesos con solventes físicos es la remoción bruta de gas acido. Otra de las principales ventajas de la absorción física es la selectividad, dado que el sulfuro de hidrógeno es mucho más soluble que el dióxido de carbono, puede ser eliminado selectivamente de un gas que contenga ambos.

Habilidad para eliminar trazas de otros compuestos no deseados tales como hidrocarburos de alto peso molecular y compuestos sulfurados sin la formación de productos de reacción no deseados. La mayoría de los solventes comerciales que se utilizan no son corrosivos y pueden deshidratar gas en forma simultánea, lo que hace que el proceso sea de un alto grado de eficiencia económica. Las bajas temperaturas de operación, la no corrosividad, hacen que el material de construcción pueda ser acero al carbono. Por, otro lado, dado que no existe reacción química entre el solvente y el soluto, se necesita un menor consumo de energía para desorber los gases ácidos, y su posterior eliminación de la corriente de gas natural. En estos procesos el calor de reacción es menor que el calor de reacción con solventes químicos.

DESVENTAJAS La principal desventaja de la absorción física es que el proceso puede complicarse debido a la presencia de absorción selectiva en etapas, deserción en varias etapas, los reciclos, etc. Una de las principales desventajas de la utilización de los solventes físicos es que incrementar la solubilidad de los hidrocarburos de alto peso molecular como, por ejemplo, propano y compuestos más pesados (C3+), y por ende se incrementa la posibilidad que haya reacción con los hidrocarburos, disminuyendo con ello la efectividad del proceso de endulzamiento