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El tratamiento con gas amina , también conocido como depuración de amina , endulzamiento de gas y eliminación de gas ácido , se refiere a un grupo de procesos que utilizan soluciones acuosas de varias alquilaminas (comúnmente denominadas simplemente aminas ) para eliminar el sulfuro de hidrógeno (H 2 S) y el dióxido de carbono. (CO 2 ) 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 "edulcoración" porque el olor de los productos procesados ​​mejora por la ausencia de sulfuro de hidrógeno. Una alternativa al uso de aminas implica la tecnología de membranas . Sin embargo, la separación por membranas es menos atractiva debido a los costos operativos y de capital relativamente altos, así como a otros factores técnicos. [4]

Se utilizan muchas aminas diferentes en el tratamiento de gases:

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

Descripción de un tratador de aminas típico [ editar ]

Gases que contienen H
2S o ambos H
2S y CO
2se denominan comúnmente gases ácidos o gases ácidos en las industrias de procesamiento de hidrocarburos .

La química implicada en el tratamiento con amina de tales gases varía algo con la amina particular que se utilice. Para una de las aminas más comunes, la monoetanolamina (MEA) denominada RNH 2 , la química se puede expresar como:

RNH 2 + H
2S ⇌ RNH+
3+ SH -

Un proceso típico de tratamiento de gas 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 accesorios. En el absorbedor, la solución de amina que fluye hacia abajo absorbe H
2S y CO
2del 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 "rica" ​​resultante se envía luego al regenerador (un separador con un hervidor ) para producir una amina regenerada o "pobre" que se recicla para su reutilización en el absorbedor. El gas de cabeza extraído del regenerador se concentra H
2S y CO
2.

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

Procesos alternativos [ editar ]

Las configuraciones alternativas del separador incluyen matriz, intercambio interno, alimentación de tapajuntas y presión múltiple con alimentación dividida. Muchas de estas configuraciones ofrecen más eficiencia energética para solventes específicos o condiciones de operación. El funcionamiento al vacío favorece los disolventes con bajos calores de absorción mientras que el funcionamiento a presión normal favorece los disolventes con altos calores de absorción. Los disolventes con altos calores de absorción requieren menos energía para eliminar la variación de temperatura a una capacidad fija. El removedor de matriz recupera el 40% de CO
2a una presión más alta y no tiene ineficiencias asociadas con el decapante de presión múltiple. La energía y los costos se reducen ya que el ciclo de trabajo del hervidor es ligeramente menor que el del extractor de presión normal. Un decapante de intercambio interno tiene una proporción menor de vapor de agua a CO
2en la corriente superior y, por lo tanto, se requiere menos vapor. La configuración de presión múltiple con alimentación dividida reduce el flujo hacia la sección inferior, lo que también reduce el trabajo equivalente. La alimentación intermitente requiere menos entrada de calor porque utiliza el calor latente del vapor de agua para ayudar a eliminar parte del CO
2en la corriente rica que entra al separador en la parte inferior de la columna. La configuración de presión múltiple es más atractiva para disolventes con mayores calores de absorción. [5]

Aminas [ editar ]

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

  • Monoetanolamina: Aproximadamente el 20% para eliminar H 2 S y CO 2 , y aproximadamente el 32% para eliminar solo CO 2 .
  • Dietanolamina: Aproximadamente del 20 al 25% para eliminar H 2 S y CO 2
  • Metildietanolamina: Aproximadamente del 30 al 55% para eliminar H 2 S y CO 2
  • Diglicolamina: Aproximadamente el 50% para eliminar H 2 S y CO 2

La elección de la concentración de amina en la solución acuosa circulante depende de varios factores y puede ser bastante arbitraria. Por lo general, se hace simplemente sobre la base de la experiencia. Los factores involucrados incluyen si la unidad de amina está tratando gas natural crudo o gases de subproductos de refinería de petróleo que contienen concentraciones relativamente bajas de H 2 S y CO 2 o si la unidad está tratando gases con un alto porcentaje de CO 2 como el 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 H 2 S como el CO 2 son gases ácidos y, por tanto, corrosivos para el acero al carbono . Sin embargo, en una unidad de tratamiento de aminas, el CO 2 es el ácido más fuerte de los dos. H 2 S forma una película de sulfuro de hierro en la superficie del acero que actúa para proteger el acero. Cuando se tratan gases con un alto porcentaje de CO 2 , a menudo se utilizan inhibidores de corrosión y eso permite el uso de concentraciones más altas de amina en la solución circulante.

Otro factor involucrado en la elección de una concentración de amina es la solubilidad relativa de H 2 S y CO 2 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 H 2 S solo o CO 2 solo si se desea. 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 [ editar ]

MEA y DEA son aminas primarias y secundarias. Son muy reactivos 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 se limita a 0,5 moles de CO 2 por mol de amina. [6] MEA y DEA también requieren una gran cantidad de energía para eliminar el CO 2 durante la regeneración, que puede representar hasta el 70% de los costos operativos totales. También son más corrosivos y químicamente inestables en comparación con otras aminas. [6]

Usos [ editar ]

En las refinerías de petróleo, ese gas extraído es principalmente H 2 S, gran parte del cual a menudo proviene de un proceso de eliminación de azufre llamado hidrodesulfuración . Este H 2 corriente de gas despojado S-rico es entonces por lo general encamina en un proceso de Claus para convertirlo en elemental de azufre . De hecho, la gran mayoría de las 64.000.000 de toneladas métricas de azufre producidas en todo el mundo en 2005 fue un subproducto de azufre de refinerías y otras plantas de procesamiento de hidrocarburos. [7] [8] Otro proceso de eliminación de azufre es el Proceso WSAque recupera azufre en cualquier forma como ácido sulfúrico concentrado. En algunas plantas, más de una unidad de absorción de amina puede compartir una unidad de regeneración común. El énfasis actual en eliminar el CO 2 de los gases de combustión emitidos por las centrales eléctricas de combustibles fósiles ha suscitado un gran interés en el uso de aminas para eliminar el CO 2 . (Véase también: la captura y almacenamiento de carbono y la planta de energía de carbón convencional .)

En el caso específico de la síntesis industrial de amoniaco , para el proceso de reformado con vapor de hidrocarburos para producir hidrógeno gaseoso , el tratamiento de 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 del biogás para que sea comparable con el natural. Es necesario eliminar el contenido, a veces elevado, de sulfuro de hidrógeno para evitar la corrosión de las piezas metálicas después de quemar el biogás. [9]

Captura y almacenamiento de carbono [ editar ]

Las aminas se utilizan para eliminar el CO 2 en varias áreas que van desde la producción de gas natural hasta la industria de alimentos y bebidas, y se han utilizado durante más de sesenta años. [10]

Existen múltiples clasificaciones de aminas, cada una de las cuales tiene diferentes características relevantes para la captura de CO 2 . Por ejemplo, la monoetanolamina (MEA) reacciona fuertemente con gases ácidos como el CO 2 y tiene un tiempo de reacción rápido y la capacidad de eliminar altos porcentajes de CO 2 , incluso a concentraciones bajas de CO 2 . Normalmente, la monoetanolamina (MEA) puede capturar del 85% al ​​90% del CO 2 del gas de combustión de una planta de carbón, que es uno de los disolventes más eficaces para capturar CO 2 . [11]

Los desafíos de la captura de carbono con amina incluyen:

  • El gas a baja presión aumenta la dificultad de transferir CO 2 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 CO 2 de aminas primarias (y secundarias)
  • Alto consumo de energía
  • Instalaciones muy amplias
  • Encontrar una ubicación adecuada para el CO 2 extraído [12]

La presión parcial es la fuerza impulsora para transferir CO 2 a la fase líquida. Bajo la baja presión, esta transferencia es difícil de lograr sin aumentar el servicio de calor del calderín, lo que resultará en un mayor costo. [12]

Las aminas primarias y secundarias, por ejemplo, MEA y DEA, reaccionarán con el CO 2 y formarán productos de degradación. El O 2 del gas de entrada también provocará degradación. La amina degradada ya no puede capturar CO 2 , lo que disminuye la eficiencia general de captura de carbono. [12]

Actualmente, se están sintetizando y probando una variedad de mezclas de aminas para lograr un conjunto más deseable de propiedades generales para su uso en sistemas de captura de CO 2 . Uno de los principales objetivos es reducir la energía necesaria para la regeneración de disolventes, lo que tiene un gran impacto en los costes del proceso. Sin embargo, hay que considerar las compensaciones. Por ejemplo, la energía necesaria para la regeneración suele estar relacionada con las fuerzas impulsoras para lograr altas capacidades de captura. Por lo tanto, la reducción de la energía de regeneración puede disminuir la fuerza motriz y, por lo tanto, aumentar la cantidad de disolvente y el tamaño del absorbente necesarios para capturar una cantidad determinada de CO 2 , aumentando así el costo de capital. [11]

Ver también [ editar ]

  • Producción de amoniaco
  • Hidrodesulfuración
  • Proceso WSA
  • Proceso de claus
  • Selexol
  • Rectisol
  • Amina
  • Líquidos iónicos en la captura de carbono
  • Sorbentes sólidos para la captura de carbono

Referencias [ editar ]

  1. ^ a b c d Arthur Kohl; Richard Nielson (1997). Purificación de gas (5ª ed.). Gulf Publishing. ISBN 0-88415-220-0.
  2. ^ Gary, JH; Handwerk, GE (1984). Tecnología y economía de refinación de petróleo (2ª ed.). Marcel Dekker, Inc. ISBN 0-8247-7150-8.
  3. ^ US 4080424 , Loren N. Miller & 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 de Gas 
  4. ^ Baker, RW (2002). "Direcciones futuras de la tecnología de separación de gases de membrana". Ind. Eng. Chem. Res . 41 (6): 1393-1411. doi : 10.1021 / ie0108088 .
  5. ^ Oyenekan, Babatunde; Rochelle, Gary T. (2007). "Configuraciones alternativas de stripper para CO
    2    Capture by Aqueous Amines ". AIChE Journal . 53 (12): 3144-154. Doi : 10.1002 / aic.11316 .
  6. ↑ a b Idem, Raphael (2006). "Estudios en Planta Piloto del Rendimiento de Captura de CO 2 de Aqueoues MEA y Solventes Mixtos MEA / MDEA en la Planta de Desarrollo de Tecnología de Captura de CO 2 de la Universidad de Regina y Planta de Demostración de Captura de CO 2 de la Presa Límite ". Ind. Eng. Chem. Res . 45 (8): 2414–2420. doi : 10.1021 / ie050569e .
  7. ^ Informe de producción de azufre por el Servicio Geológico de Estados Unidos
  8. ^ Discusión del azufre subproducto recuperado
  9. ↑ Abatzoglou, Nicolas; Boivin, Steve (2009). "Una revisión de los procesos de depuración de biogás". Biocombustibles, Bioproductos y Biorrefino . 3 (1): 42–71. doi : 10.1002 / bbb.117 . ISSN 1932-104X . 
  10. ^ Rochelle, GT (2009). "Lavado de amina para la captura de CO 2 ". Ciencia . 325 (5948): 1652–1654. doi : 10.1126 / science.1176731 . ISSN 0036-8075 . PMID 19779188 . S2CID 206521374 .   
  11. ↑ a b Folger, P. (2009). "Captura de carbono: una evaluación tecnológica". Informe del Servicio de Investigación del Congreso para el Congreso . 5 : 26–44.
  12. ^ a b c Wu, Ying; Carroll, John J. (5 de julio de 2011). Secuestro de dióxido de carbono y tecnologías relacionadas . John Wiley e hijos. págs. 128-131. ISBN 978-0-470-93876-8.

Enlaces externos [ editar ]

  • Descripción de equipos de endulzamiento de gas y condiciones de funcionamiento
  • Selección de aminas para unidades endulzantes, Polasek, J. (Bryan Research & Engineering) y Bullin, JA (Texas A&M University), Reunión regional de la Asociación de procesadores de gas, septiembre de 1994.
  • Asociación de suministro de gas natural Desplácese hasta Eliminación de azufre y dióxido de carbono
  • Descripción del libro clásico sobre tratamiento de gases de Arthur Kohl; Richard Nielsen. Purificación de gas (Quinta ed.). Gulf Publishing. ISBN 0-88415-220-0.