Endulzamiento de Gas
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Planteamientos GeneralesEndulzamiento
Vanessa B. Hodge - INEOS OxideI. Ulises Cruz Torres - INEOS Oxide
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Planta De EndulzamientoDe Gas Natural
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
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GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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Informacin Basica Gas para ser purificado entra por la parte inferior de la
contactora. El gas sube por la contactora y sale por laparte superior. Este flujo corre a contracorriente al flujo deamina.
La amina rica sale de la parte inferior de la contactora ypasa por un intercambiador de amina rica/pobre. Elintercambiador es adonde la amina rica aumenta entemperatura y la amina pobre saliendo de la regeneradorase enfra.
La amina rica sale del intercambiador de amina rica/pobrey pasa a la torre regeneradora entrando alredor del platonumero tres.
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Informacin Basica
En unidades que tratan a hidrocarburos a alta presin, laamina rica pasa por un tanque flash para eliminarhidrocarburos antes de pasar a la regeneradora.
Amina pobre de la regeneradora despues de pasar por elintercambiador de amina rica/pobre se enfra a latemperatura deseado por el uso de aeroenfradores y sepasa a la parte superior de la contactora para completar elproceso.
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Tipo de amina empleada
Determinara las cargas de gas acido
Determina la operacion unitaria Balance de materia Termodinmica del proceso (equilibrio
fsico) Cintica de las reacciones
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Reacciones en el absorbedorR3-N + H2S < ===== > R3-NH + HS - - - 1
CO + H2O < ===== > H2CO 3 (cido carbnico) - - 2a
H2CO3 < ===== > H + HCO3 (bicarbonato) - - 2b
R3-N + H < ===== > R3-NH - - - - 2c
CO2 + H2O + R3-N < ===== > R3-NH + HCO3 - - - 2 efecto neto
CO2 + R2-NH < ===== > R2-N + HCOO - - 3a
R2-N + HCOO + R2-NH < ===== > R2-NCOO + R2-NHH - - 3b
CO2 + 2 R2-NH < ===== > R2-NHH + R2-NCOO - - 3 efecto neto
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Mecanismo de Reaccin
CH2CH2OH HOCH2CH2CH3N + H2S CH3NH + HS
-
CH2CH2OH HOCH2CH2 (MDEA)
CH2CH2OH
CH3N + CO2 NO REACCIONA CH2CH2OH
(MDEA)
MDEA no reacciona directamente con el CO2
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CO2 + H2O H+ + HCO3-
CH2CH2OH HOCH2CH2CH3N + H2CO3 CH3NH+ + HCO3-
CH2CH2OH HOCH2CH2 (MDEA)
Mecanismo de Reaccin
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Buenas paracticas de Operacion
(Presiones moderadas - altas)
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Qu es optimizar?
Cumplir con la especificacin de CO2 Consumos Energa Consumos de Amina Corrosin en la planta Mxima capacidad de la planta
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Determina la Operacin Unitaria
Absorcin Balance de Materia
Termodinmica del proceso
Cintica Qumica
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Variables a controlar Cargas de gas cido en amina rica Flujo de amina
Relacin L/V Temperatura de amina pobre Cargas de gas cido en amina pobre
Relacin de reflujo Tipo de solvente
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Cargas de gas cido
Todas las aminas puedencargar mas de lorecomendado
Las recomendacionesexisten para evitarproblemas de operacin
El tipo de amina define lacarga
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Recomendaciones cargas ricas
MEA H2S + CO2 = 0.35 mol/mol @ 15%w
DEA H2S + CO2 = 0.40 mol/mol @ 20%w
MDEA H2S + CO2 = 0.45 mol/mol @ 40%w
Productos GAS/SPEC H2S + CO2 = 0.45 mol/mol @ 50%w
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Amina Rica / Efecto en tanque flash
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
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GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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Tanque de Flasheo Es utilizado para flashear hidrocarburos que estan disueltos
en la solucin de amina. Los hidrocarburos producidos seusa como combustible o se manda a quemar.
Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando lapresin de la contactora es ariba de 35.2 kg/cm2 (500 psig)
Puede ser de 2-fases (gas-amina) o 3-fases (gas-HC liquido-amine)
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Amina Rica / Tanque de Flasheo
TORRE CON
EMPAQUE
AMINA RICA
CONTROLA EL NIVELDE AMINA EN EL CONTACTOR
AMINA POBRE
SKIMMER CONN.
AMINA
HIDROCARBUROS
LCV
LC
AMINA RICA
LCV
GAS DE FLASHEO
El porcentaje de apertura de la valvula aumenta amedida que aumenta el contenido de HC en lacorriente de amina
Si la carga de Amina Rica es superior a0.45mol/mol esta valvula operara con aperturasamplias
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Amina Rica / Intercambiador aminaamina
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
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GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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Intercambiador amina / amina
Reduce la temperatura de la amina pobre saliendo de laRegeneradora y aumenta la temperature de la amina ricaentrando a la Regeneradora.
Amina rica pasa por los tubos y la amina pobre por lacarcasa.
El diseo debe minimizar el flasheo de gases cidos.
Los requerimientos del rehervidor seran 50% mas alto sino se disea asi.
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Intercambiador de Placas
AMINA POBRE
FLUJO
DE AM
INAS
R
I
C
H
R
I
C
H
LEAN
LEAN
AMINA POBRE
AMINA RICA
AMINA RICA
JUNTA DE GOMA
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Amina Rica / Intercambiador aminaamina
Una problema comun es la corrosin/erosin Es causado por la liberacin de gases cidos a la salida de
la amina rica. El potencial de corrosin se aumenta cuando la carga de
los gases cidos se aumenta por una reducin en el flujo deamina o en la concentracin de amina.
Es importante mantener suficiente flujo de amina y presinpara mantener un fase en el flujo.
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Intercambiador amina / amina
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
190 200 210 220 230 240 250
Temperatura de Salida, F
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Amina 30 wt%
Amina 50 wt%
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Problemas de operacin por altas cargas
Flasheo de CO2 y H2S en absorbedor
Flasheo de CO2 y flujo a dos fases
CONTAMINANTES
GAS AMARGO REHERBIDORA
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
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GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Corrosin en el domo del regenerador
Corrosin en el rehervidor
Corrosin y altas ppm H2S - CO2
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Flujo de Amina
Determinar las cargas de gas acido
Determina la operacin unitaria Balance de materia
Se encuentra limitada por la curva deinundacin en el absorbedor
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Flujo de amina efectivo
360 GPM GAS/SPEC a concentracin del20% 72 GPM de GAS/SPEC Real
180 GPM GAS/SPEC a concentracin del40% 72 GPM de MDEA Real
-
ConcentracinMEA 15 - 20 Wt %
Inhibited MEA 20 - 30 Wt %
DEA 20 - 30 Wt %
Inhibited DEA 40 - 60 Wt %
GAS/SPEC 40 - 60 Wt %
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Reduccin de la Corrosin
Amine MPY15% MEA 1330% MEA 3220% DEA 850% DEA 2530% MDEA 250% MDEA 350% GAS/SPEC CS-3 350% GAS/SPEC CS-1 5
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Balance de MateriaCalculo de Carga de Amina Rica
EntradasFlujo de Entrada de Gas Amargo 62.00 MMSCFD Flujo de Amina 225 gpmEntrada de Gas H2S Concentracion 2.00 Mole% Concentracion de Amina 50 Wt%Entrada de Gas CO2 Concentracion 2.00 Mole% Carga H2S de Amina Pobre 0.001 mole/moleSalida de Gas H2S Concentracion 4 ppmv Carga CO2 de Amina Pobre 0.003 mole/moleSalida de Gas CO2 Concentracion 5,000 ppmv
Densidad de Amina Rica 8.970 mole/mole
CalculosFlujo de Gas 6,809.00 lbmoles/hr Flujo de Amina 8.92 lbmoles/minRemocion de H2S 136.15 lbmoles/hrRemocion de CO2 102.13 lbmoles/hrRemocion de H2S 2.27 lbmoles/minRemocion de CO2 1.70 lbmoles/min
Salidas
Carga H2S Rica 0.257 mole/moleCarga CO2 Rica 0.191 mole/moleCarga Total Rica 0.448 mole/mole
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210 GPM / 62 MMSCFD
-
250 GPM / 62 MMSCFD
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310 GPM / 62 MMSCFD
-
Flujo se encuentra restringido por elfactor de inundacion
FLUJO DE AMINA
FLUJO DE GAS
PLATO DE VALVULASCAIDA DE AMINA
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Flujo de Amina & H2S Salida
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
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Amine FlowbpdH2S
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Relacion L/V & H2S Salida
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12-O
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17-O
ct-03
22-O
ct-03
27-O
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1-No
v-03
6-No
v-03
11-N
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-Nov
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21-N
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-Nov
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6-De
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-Dec
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-Jan
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15-J
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-Jan
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25-J
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Feb-
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M
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L/V RatioGas Dulce H2S %mol
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GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
R
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GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Problemas de operacin por flujo de amina
Altas ppm H2S - CO2
Corrosion en linea amina rica
Reversibilidad de la reaccin a 185F
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Cargas de gas cido en amina pobre
Determina el grado de regeneracion de laamina
Toma lugar en la torre regeneradora.
Se encuentra limitada por la carga trmicade diseo en los rehervidores.
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Recomendaciones cargas pobres
MEA H2S / CO2 = 0.1 mol/mol @ 15%w
DEA H2S / CO2 = 0.02 mol/mol @ 20%w
MDEA H2S / CO2 = 0.015 mol/mol @ 50%w
Solventes GAS/SPEC H2S / CO2 > 0.015 mol/mol @ 50%w
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Principios de fisicoqumica
A que temperatura hierve el agua en el marsi la caliento con una flama pequea?
A que temperatura hierve el agua en el marsi la caliento con una flama grande?
Por que pensamos que la temperatura delrehervidor nos fija el grado de regeneracinde la amina?
-
Regeneradora
PLATOS DELAVADO
VAPOR DE AGUA
99 C 0.7 kg/cm2
TANQUEDE
REFLUJOGASES ACIDOS YVAPOR DE AGUA
CONDENSADORDE GASES
ACIDOS
96 C AMINA RICADEL
INTERCAMBIADOR
AMINA
AMINE POBRE
PLATOS
REHERBIDORA
REGENERADORAFUENTE DE CALOR
127 C0.8kg/cm2
49 CF .06 kg/cm2
AGUA DE REFLUJO
AGUA DE ADICION
GASES cidos49 C 0.5 kg/cm2
Presion
Temperatura
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Energia: Calor de Reaccin - Btu/lb (kcal/kg)
Solvente H2S CO2
GAS/SPEC CS-1 467 (258) 606 (335)
DEA 493 (273) 650 (360)
MEA 650 (360) 820 (454)
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Para regenerar la amina
Hacer reversible la reaccin H2S/CO2 Calor de reaccin Calor latente de la solucin Calor para generar vapor de agua que suba por
la regeneradora que se expresa en moles deH2O / moles de GA en el domo Relacin deREFLUJO
-
Regeneradora El punto de ebullicion de la solucin
depende solamente de la composicin de laamina, la concentracin de amina y lapresin que se mantiene en la regeneradora.
Un incremento de presin a una temperatura
constante resulta en temperaturas mas altaspero produce menos vapor por elincremento de la demanda de calor sensible.
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Regeneradora
PLATOS DELAVADO
VAPOR DE AGUA
99 C 0.7 kg/cm2
TANQUEDE
REFLUJOGASES ACIDOS YVAPOR DE AGUA
CONDENSADORDE GASES
ACIDOS
96 C AMINA RICADEL
INTERCAMBIADOR
AMINA
AMINE POBRE
PLATOS
REHERBIDORA
REGENERADORAFUENTE DE CALOR
127 C0.8kg/cm2
49 CF .06 kg/cm2
AGUA DE REFLUJO
AGUA DE ADICION
GASES cidos49 C 0.5 kg/cm2Vapor subiendo por la torre
Flux de Calor = BTU/hr
Mol H2O/mol GA
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Regenerador
Para optimizar el uso de energeticosmientras manteniendo las especificacionesdel gas dulce, el flujo de aceite termico alreherbidor debe ser controlado por latemperatura en la parte superior de laregeneradora
La temperatura del regenerador no estaefectado por el volumen de vapor generado.
-
Ahorros de Energia MEA DEA MDEA Calor Latente 14.39 11.13 6.28 Calor de Reaccion 15.39 12.46 8.39 Calor Reflujo 19.78 14.84 9.50 Carga Total Reboiler 49.56 38.43 24.17 Base : 50 MMSCFD / 55,280 Nm3 / Hr 100 Deg F / 38 Deg C 1000 psia / 68 atm 5.0% CO2 2.0% MAX 5.0% H2S 4 ppm / 6 mg / Nm3
-
Control de la torre regeneradora
Cargas de H2S/CO2 en amina pobre Tipo de amina empleada
Flujo de aceite al rehervidor
Relacin de reflujo
-
Relacin de Reflujo
Hay tres maneras de determinar la relacinde Reflujo Por la temperatura y presin de la parte
superior de la regeneradora. Flujo de agua de reflujo a la regeneradora -
agua de adicin + agua perdida con los gasescidos.
Demanda del calor de la reherbidora - el calorsensible de la amina - el clor de reaccion de laamina
-
GAS/SPEC TechnologyRegenerator Reflux Ratio Correlation
0.00
0.40
0.80
1.20
1.60
2.00
2.40
2.80
3.20
3.60
4.00
4.40
4.80
5.20
5.60
6.00
75 77 79 81 83 85 87 89 91 93 95 97 99 101 103 105 107 109
Overhead Temperature, C
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0.141 kg/cm20.281 kg/cm20.422 kg/cm20.562 kg/cm20.703 kg/cm20.844 kg/cm20.984 kg/cm21.125 kg/cm2
-
Reflujo La funcin del condensador de gases cidos es
para condensar y enfrar el agua de vapor aliquido.
Los gases cidos y la agua se separan el entanque de reflujo.
El agua regresa a la parte superior de laregeneradora como reflujo.
La razn del reflujo es para minimizar laconcentracin de amina el la parte superior dela regeneradora.
-
Altas cargas en amina pobre
Afecto el balance de materia, altas ppmH2S / CO2
Afecto el equilibrio qumico en elabsorbedor, altas ppm H2S / CO2
Corrosin en linea de amina pobre Sulfato el carbn activado (H2S)
-
Tratamiento H2S vs. Temperatura de amina pobre y cargas acidas(35 wt% MDEA, 0.001 m/m CO2, 150 psia abs. pressure)
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
45.00
50.00
85 90 95 100 105 110 115 120 125
Temperatura de Amina pobre, Deg F
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Lean loading 0.003Lean loading 0.005Lean loading 0.007Lean loading 0.009
-
COMPANY NAME: ABC Refining Company UNIT NO: 299PLANT NAME: Anywhere, World UNIT NAME: FCC Unit
Sample Date 07-Apr-03 06-Mar-03 13-Jan-03 24-Oct-02 11-Sep-02 15-Aug-02 02-Jul-02 04-Jun-02Sample Number 20030774A 20030506A 20030109A 20021982A 20021699A 20021543A 20021230A 20021057AAmine Product GAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMGAS/SPEC*
SSTMSample Source Lean Lean Lean Lean Lean Lean Lean LeanSample Opacity Clear Clear Dark Light Clear Clear Light ClearSample Color Yellow Green Yellow Yellow Yellow Brown Yellow GreenAcid Gas Loadings % CO2 0.0078 0.0080 0.0096 0.0108 0.0201 0.0075 0.0246 0.0175 % H2S 0.01596 0.01948 0.01953 0.04432 0.02479 0.01110 0.01693 0.02651 CO2 mol/mol 0.00072 0.00081 0.00101 0.00118 0.00214 0.00085 0.00289 0.00244 H2S mol/mol 0.0019 0.0025 0.0026 0.0062 0.0034 0.0016 0.0026 0.0048Amine Concentration Alkalinity, wt % amine 29.4128 26.9362 25.9850 24.9373 25.5187 24.0262 23.1423 19.5237 GC, wt% amine 30.5951 27.1921 25.4581 24.8011 25.1459 24.7533 22.6293 20.0599 Solvent Factor 11.9774 11.9401 11.9960 11.9570 11.9339 11.9797 11.9857 11.9675Anions - ppmw Bicine < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 Acetate 760.0 550.0 505.0 590.0 745.0 905.0 725.0 695.0 Formate 2,840.0 2,995.0 655.0 575.0 2,360.0 5,060.0 720.0 2,080.0 Chloride 30.0 40.0 < 25 45.0 30.0 < 25 < 25 25.0 Sulfate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Oxalate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Phosphate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Thiosulfate < 25 85.0 75.0 55.0 45.0 < 25 40.0 30.0 Thiocyanate 170.0 205.0 45.0 35.0 150.0 445.0 50.0 300.0 Free Cyanide < 25 < 25 Cyanide Complex 351.0 < 25Foaming Characteristics As Received Foam Height, mL 100.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 As Received Break Time, s 8.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 No. of Carbon Passes 1.00
-
Problemas de operacin por altas cargas en amina pobre
Corrosion en circuito de amina pobre
CONTAMINANTES
GAS AMARGO REHERBIDORA
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
R
E
G
E
N
E
R
A
D
O
R
A
C
O
N
T
A
C
T
O
R
A
GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Sulfato el carbn activado
Altas ppm H2S / CO2
-
Temperatura de la amina pobre
Determina la operacin unitaria Cintica de las reacciones Reaccin del H2S Reaccin del CO2
Se encuentra limitada por la capacidad delenfriador
-
Limites de EquilibrioConcentracion de H2S Salida vs. H2S Cargas en amina pobre 1000 psia
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
0 0.001 0.002 0.003 0.004 0.005 0.006 0.007 0.008 0.009 0.01 0.011
H2S Lean Loading [mol/mol]
H
2
S
O
u
t
l
e
t
C
o
n
c
e
n
t
r
a
t
i
o
n
[
p
p
m
v
]
110F120F130F
Specification =
-
250 GPM / 62 MMSCFD @ 118F
-
250 GPM / 62 MMSCFD @ 122F
-
Resumen
Flujo de Amina Flujo de Gas Temperatura de amina pobre H2S y CO2 en gas dulce Relacin de reflujo en el regenerador
-
Resumen
Concentracin de la amina Carga de amina rica (mol/mol) Carga de amina pobre (mol/mol)
-
Resultados
Menor Corrosion
Especificaciones de H2S
Capacidad de la planta
-
Problemas Tipicos No alcanzar las especificacines. Espumamiento Prdida de Amina Corrosin Degradacin y contaminacin Exceso uso de energeticos.
-
Transferencia de masa
Internos del absorbedor Canalizacin de gas o lquido Incrustacin Espumaciones
-
Simulador APS* INEOS Vs desempeo real
-
Desempeo de las etapas de equlibrio 2
-
Canalizaciones de flujo
pdida de etapas deequilibrio
-
La reaccin toma lugar en la mitad del cuerpo de la torre (platos 10 - 16)
-
Espumacin
Las aminas en suestado natural notienden a espumar
La espuma es unfenmeno desuperficie
Principalmente solidossupendidos totales
-
Espumacin Fase 1
Entrada al filtro
Salida del filtro
principalmente solidossupendidos totales
-
Espumacin Fase 2
Entrada al filtro
Salida del filtro
principalmente solidossupendidos totales
-
Planta de Endulzamientode Gas Natural
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
R
E
G
E
N
E
R
A
D
O
R
A
C
O
N
T
A
C
T
O
R
A
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
-
Separador de Gas/Liquidos Elimina liquidos y solidos que pueden afectar la operacin
de la planta. Hidrocarburos Liquido (espumamiento) Aguas Saladas (espumamiento y corrosin) Sulfito de Hierro (espumamiento) Quimicos para tratar a Posos de Gas (espumamiento y
corrosin) Aceites de compresores (espumamiento)
Prevencin es mejor que tratar a las sntomas!
-
Flujo de Gas/Lquidos a Alta Presin
GAS ENTRANTE
DESPERDICIO
AMINA ENTRANTE
GAS SALIENDO
SEPARADOR DE GAS DULCE
SEPARADOR DE GAS AMARGO
FILTRO/SEPARADOR
AMINA
AMINADESPERDICIO
CONTACTORA
Intercambiador deGas Entrante/Salida
-
Diagrama de Espumacin
CLEAR FLUID
TRAY BELOW
DOWNCOMER APRON
ACTIVE LENGTH
A
d
=
D
O
W
N
C
O
M
E
R
A
R
E
A
TRAY ABOVE
POSSIBLE SPLASH BAFFLE
A
d
=
D
O
W
N
C
O
M
E
R
A
R
E
A
A a = ACTIVE OR BUBBLING AREA
FROTH
A B C D
ht
ht
how
-
Sistema de FiltracinAMINARICA
AMINA POBRE
AALMACENAMIENTO/
CONTACTORA
FILTRO DE CARBON
10 FILTRO
MECANICO
INTERCAMBIADOR
5 FILTRO
MECANICO
ENFRIADORES DE AMINA POBRE
-
Filtros Mecanicos
Son usados para remover partculas (tierra,productos de corrosin, sulfato de hierro, etc.) quepuede causar espumacin, corrosin, y gas dulcefuera de especificacin
Los elementos son cambiados basado en ladiferencial de presin.
Pueden tratar todo el flujo de amina o un parte delflujo.
Se pueden usar con amina pobre o rica(normalmente se usan para amina pobre).
-
Fitracin Mecnica Para ser efectivos, los filtros deben recibir
por lo menos 10% del flujo de amina (100%si hay altos niveles de partculas)
Filtros Mecnicos se deben disear paraoperar a presines diferenciales de hasta 1.4 -1.8 kg/cm2. (depende de la operacion)
-
Causas de Espumacin Hidrocarburos + cidos organicos: Jabones
de amina Aceites y solventes para soldar. Solidos suspendidos (Sulfuro de hierro,
finos de crbon, partculas de xido dehierro)
Productos de degradacin de Amina y salestermo-estables
Agua de adicin (Contaminada)
-
Filtro de crbonSALIDA DE GASES
ENTRADA DE AMINA
SALIDA DE AMINA
PDI
#5 FILTRAN SUPPORT MEDIA
CARBON ACTIVADO
#4 FILTRAN SUPPORT MEDIA
-
Anti-espumante
Tipos de Antiespumantes Polyglicol (100 ppmw) - Recommendado Silicon (25 ppmw) - Puede salir de solucin y lo remueve los
filtros Sobre adicin de antiespumante puede causar espumamiento
Puntos de adicin Antes de cada Torre (Contactora y Regeneradora) Despues del Filtro de Crbon
zSi el espumamiento occure el la regeneradora ---> Purgan el Reflujo
-
Anlisis de laboratorio
Sales Trmicamente Estables
-
Que buscar en un analisi de INEOS Concentracion amina Cargas de Amina pobre Aniones Espumacion Cromatografia Sales termicamente estables (HSS) Metales
-
COMPANY: ABC Refining Unit: 299PLANT / UNIT: Anywhere, World FCC Unit
Sample Number 20030774a Sample Date 07-Apr-03Amine Product GAS/SPEC* SSTM Received 01-May-03Sample Opacity Clear Completed 06-May-03Sample Color Yellow Sample Source Lean
Acid Gas Loadings Upper Limit Lower Limit% CO2 0.0078% H2S 0.01596CO2 mol/mol 0.00072 OK 0.00500 0.00000H2S mol/mol 0.0019 OK 0.0050 0.0000
Amine Concentration Upper Limit Lower LimitAlkalinity, wt % amine 29.4128 Low 50.0000 40.0000GC, wt% amine 30.5951 Low 50.0000 40.0000Solvent Factor 11.9774
Anions - ppmw Upper Limit Lower LimitBicine < 50 OK 250.0 0.0Acetate 760.0 OK 1,000.0 0.0Formate 2,840.0 High 500.0 0.0Chloride 30.0 OK 250.0 0.0Sulfate < 25 OK 500.0 0.0Oxalate < 25 OK 250.0 0.0Phosphate < 25 OK 5,000.0 0.0Thiosulfate < 25 OK 10,000.0 0.0Thiocyanate 170.0 OK 10,000.0 0.0
Foaming Characteristics Upper Limit Lower LimitAs Received Foam Height, mL 100.00 OK 100.00 0.00As Received Break Time, s 8.00 High 5.00 0.00
Concentracion de Amina
-
Comentarios!!
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #1
0
10
20
30
40
50
60
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04GC, w t% amine
-
COMPANY: ABC Refining Unit: 299PLANT / UNIT: Anywhere, World FCC Unit
Sample Number 20030774a Sample Date 07-Apr-03Amine Product GAS/SPEC* SSTM Received 01-May-03Sample Opacity Clear Completed 06-May-03Sample Color Yellow Sample Source Lean
Acid Gas Loadings Upper Limit Lower Limit% CO2 0.0078% H2S 0.01596CO2 mol/mol 0.00072 OK 0.00500 0.00000H2S mol/mol 0.0019 OK 0.0050 0.0000
Amine Concentration Upper Limit Lower LimitAlkalinity, wt % amine 29.4128 Low 50.0000 40.0000GC, wt% amine 30.5951 Low 50.0000 40.0000Solvent Factor 11.9774
Anions - ppmw Upper Limit Lower LimitBicine < 50 OK 250.0 0.0Acetate 760.0 OK 1,000.0 0.0Formate 2,840.0 High 500.0 0.0Chloride 30.0 OK 250.0 0.0Sulfate < 25 OK 500.0 0.0Oxalate < 25 OK 250.0 0.0Phosphate < 25 OK 5,000.0 0.0Thiosulfate < 25 OK 10,000.0 0.0Thiocyanate 170.0 OK 10,000.0 0.0
Foaming Characteristics Upper Limit Lower LimitAs Received Foam Height, mL 100.00 OK 100.00 0.00As Received Break Time, s 8.00 High 5.00 0.00
Cargas de Amina pobre
-
Comentarios !!Petrobras
San Alberto Gas Plant #1
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04CO2 mol/mol
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04CO2 mol/mol
-
CO2 Coulometer Testing
-
COMPANY: ABC Refining Unit: 299PLANT / UNIT: Anywhere, World FCC Unit
Sample Number 20030774a Sample Date 07-Apr-03Amine Product GAS/SPEC* SSTM Received 01-May-03Sample Opacity Clear Completed 06-May-03Sample Color Yellow Sample Source Lean
Acid Gas Loadings Upper Limit Lower Limit% CO2 0.0078% H2S 0.01596CO2 mol/mol 0.00072 OK 0.00500 0.00000H2S mol/mol 0.0019 OK 0.0050 0.0000
Amine Concentration Upper Limit Lower LimitAlkalinity, wt % amine 29.4128 Low 50.0000 40.0000GC, wt% amine 30.5951 Low 50.0000 40.0000Solvent Factor 11.9774
Anions - ppmw Upper Limit Lower LimitBicine < 50 OK 250.0 0.0Acetate 760.0 OK 1,000.0 0.0Formate 2,840.0 High 500.0 0.0Chloride 30.0 OK 250.0 0.0Sulfate < 25 OK 500.0 0.0Oxalate < 25 OK 250.0 0.0Phosphate < 25 OK 5,000.0 0.0Thiosulfate < 25 OK 10,000.0 0.0Thiocyanate 170.0 OK 10,000.0 0.0
Foaming Characteristics Upper Limit Lower LimitAs Received Foam Height, mL 100.00 OK 100.00 0.00As Received Break Time, s 8.00 High 5.00 0.00
Aniones
-
Ion Chromatograhpy
-
Sales Trmicamente Estables Valores recomendados de STE (10 mpy)
Oxalate 250 ppmw Bicine 250 ppmw Chloride 250 ppmw Sulfate 500 ppmw Formate 500 ppmw Acetate 1,000 ppmw Glycolate 1,000 ppmw Thiocyanate 10,000 ppmw Thiosulfate 10,000 ppmw
-
CH 3-NCH 2CH 2OH
CH 2CH 2OH
H
+X-
X- = acetate, formate, oxalate, thiocyanate, sulfate, Cl, etc.
Problematica de las STE
Las STEA son especies altamente corrosivas
Decrecen la capacidad de carga de gas (quelan laamina)
Incrementan la viscosida de la amina
- Limites mximos de las STE Total de STE
-
Qumica de las STE - Fuentes de contaminacin
Contaminant SourcesHSS O2 H2S CO HCN SO2 S HCl Others
Acetates X Acetic AcidBicine XChlorides X WaterFormates X X X Formic AcidGlycolates XOxalates X Oxalic AcidSulfates X X X WaterThiocyanates XThiosulfates X X X X
-
Comentarios!!Petrobras
San Alberto Gas Plant #1
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04Bicine
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
0
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400
500
600
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04Bicine
-
Opciones ante las STE
Purgar la solucin Tecnologa de neutralizacin
Las STE permanecen dentro del sistema de unamanera segura
Servicio ofertado por GAS/SPEC TRS Recuperacin
Destilacin al vacio Intercambio inico
-
INEOS OxidePatente para la neutrlalizacin de las STE
Tecnologa se basa en la neutralicacin de losacidos debiles
Colocar a las especies de STE dentro de unacorrosin baja mediante un balance en el pH
Mantener la solubilidad de la solucin esindispensable.
-
Qumica de neutralizacin
zSi cualquiera de los de los aniones de las STE excede loslimites recomendables, la corrosion se puede controlarcambiando la base de la salzSal de Amina = Sal InorganicazLiberar la amina atada para la absorcion de H2S and/or
CO2.AmineH+ Acid- + Na+OH- = Amine + Na+ Acid + H2O
-
Gas Chromatography Upper Limit Lower LimitMDEA 30.10200BHEP 0.49300
Heat Stable Salts Upper Limit Lower LimitHSAS Neutralized, % 0.5985HSAS, wt% 0.9565IHSS, wt% 0.0058Total HSS, wt% 0.9623
Miscellaneous Analysis Upper Limit Lower LimitpH 9.81
Soluble Metals - ppmw Upper Limit Lower LimitCalcium < 1Chromium 3.0Copper < 1Iron 41.0Potassium < 1Sodium 11.0Nickel 1.0
Sales Termicamente Estables
-
INEOS LLC estudios de corrosin con STEA
0
2 0
4 0
6 0
8 0
1 0 0
1 2 0
1 4 0
1 6 0
1 8 0
9 9 . 5 1 0 1 0 . 5 1 1 1 1 . 5
p H ( M e a s u r e d )
C
R
(
m
p
y
)
A c e t i c a c i d
F o r m i c a c i d
O x a l i c a c i d
S u l f u r i c a c i d
M a l o n i c a c i d
S u c c i n i c a c i d
G l y c o l i c a c i d
H C l
B i c i n e
O x a l i c a c i d
B i c i n e
H C l
-
Neutralizacin a STEI Libera toda la amina atada a las STE
Reduce la corrosion
Aumenta el tiempo de intervencin de serviciode recuperacin
-
Comentarios!!
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
00.05
0.10.15
0.20.25
0.30.35
0.40.45
0.5
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-040
100
200
300
400
500
600
IHSS, w t% HSAS, w t% HSAS Neutralized, %
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #1
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-040
50
100
150
200
250
IHSS, w t% HSAS, w t% HSAS Neutralized, %
-
Gas Chromatography Upper Limit Lower LimitMDEA 30.10200BHEP 0.49300
Heat Stable Salts Upper Limit Lower LimitHSAS Neutralized, % 0.5985HSAS, wt% 0.9565IHSS, wt% 0.0058Total HSS, wt% 0.9623
Miscellaneous Analysis Upper Limit Lower LimitpH 9.81
Soluble Metals - ppmw Upper Limit Lower LimitCalcium < 1Chromium 3.0Copper < 1Iron 41.0Potassium < 1Sodium 11.0Nickel 1.0
Metales Solubles
-
Inductive Coupled Plasma
-
Comentarios!!Petrobras
San Alberto Gas Plant #1
0
100
200
300
400
500
600
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04Iron
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
020406080
100120140160180
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04Iron
-
Comentarios!!
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
020406080
100120140160180
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-040
100
200
300
400
500
600
Iron Bicine
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #1
0
100
200
300
400
500
600
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-040
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Iron Bicine
-
Gas Chromatography Upper Limit Lower LimitMDEA 30.10200BHEP 0.49300
Heat Stable Salts Upper Limit Lower LimitHSAS Neutralized, % 0.5985HSAS, wt% 0.9565IHSS, wt% 0.0058Total HSS, wt% 0.9623
Miscellaneous Analysis Upper Limit Lower LimitpH 9.81
Soluble Metals - ppmw Upper Limit Lower LimitCalcium < 1Chromium 3.0Copper < 1Iron 41.0Potassium < 1Sodium 11.0Nickel 1.0
Cromatografia
-
Productos de Degradacion Amina + CO2 + Alta Temperatura
HEOD THEED BHEP Polimeros
Agregar DEA al sistema rompe el equilibrio de la solucionfavoreciendo la reaccion antes expuesta.
Temperatura aportada en el rehervidor Temperatura de la solucion (126C)= presion Temperatura cara caliente del tubo(162) = aceite
termico
Eficiencia de la columna regeneradora aporta el CO2 Si la carga de amina pobre > 0.015mol/mol Cuanto CO2 se desprendio en el rehervidor
-
Comentarios !!Petrobras
San Alberto Gas Plant #1
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04CO2 mol/mol
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04CO2 mol/mol
-
Comentarios!!San Alberto Fase 1
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
0.08 0.09 0.09 0.10 0.10 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.13 0.14 0.14
Cargas mol/mol CO2
P
l
a
t
o
-
Comentarios!!San Alberto Regenerador Fase 2
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
0.08 0.09 0.1 0.11 0.12 0.13 0.14 0.15 0.16 0.17 0.18 0.19
Cargas mol/mol CO2
P
l
a
t
o
-
Productos de Degradacion
HEOD , THEED, BHEP, Polimeros
Solo se tiene referencias de HEOD y Polimeros quepuedan ser productos corrosivos, actuando como agentesquelantes
Son aminas y no pueden ser separados de la masa deamina, solo mediante destilacion al vacio.
-
Comentarios!!Petrobras
San Alberto Gas Plant #1
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04HEOD THEED BHEP
PetrobrasSan Alberto Gas Plant #2
00.5
11.5
22.5
33.5
4
Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04HEOD THEED BHEP
-
Productos de Degradacion
Minimizar la formacin de este tipo de productos
Aumentando la relacin de reflujo, menordesprendimiento de CO2 en el re hervidor
Diminuyendo la temperatura del aceite trmico yaumentando el flujo
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COMPANY NAME: ABC Refining Company UNIT NO: 299PLANT NAME: Anywhere, World UNIT NAME: FCC Unit
Sample Date 07-Apr-03 06-Mar-03 13-Jan-03 24-Oct-02 11-Sep-02 15-Aug-02 02-Jul-02 04-Jun-02Sample Number 20030774A 20030506A 20030109A 20021982A 20021699A 20021543A 20021230A 20021057AAmine Product GAS/SPEC*
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SSTMSample Source Lean Lean Lean Lean Lean Lean Lean LeanSample Opacity Clear Clear Dark Light Clear Clear Light ClearSample Color Yellow Green Yellow Yellow Yellow Brown Yellow GreenAcid Gas Loadings % CO2 0.0078 0.0080 0.0096 0.0108 0.0201 0.0075 0.0246 0.0175 % H2S 0.01596 0.01948 0.01953 0.04432 0.02479 0.01110 0.01693 0.02651 CO2 mol/mol 0.00072 0.00081 0.00101 0.00118 0.00214 0.00085 0.00289 0.00244 H2S mol/mol 0.0019 0.0025 0.0026 0.0062 0.0034 0.0016 0.0026 0.0048Amine Concentration Alkalinity, wt % amine 29.4128 26.9362 25.9850 24.9373 25.5187 24.0262 23.1423 19.5237 GC, wt% amine 30.5951 27.1921 25.4581 24.8011 25.1459 24.7533 22.6293 20.0599 Solvent Factor 11.9774 11.9401 11.9960 11.9570 11.9339 11.9797 11.9857 11.9675Anions - ppmw Bicine < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 < 50 Acetate 760.0 550.0 505.0 590.0 745.0 905.0 725.0 695.0 Formate 2,840.0 2,995.0 655.0 575.0 2,360.0 5,060.0 720.0 2,080.0 Chloride 30.0 40.0 < 25 45.0 30.0 < 25 < 25 25.0 Sulfate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Oxalate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Phosphate < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 < 25 Thiosulfate < 25 85.0 75.0 55.0 45.0 < 25 40.0 30.0 Thiocyanate 170.0 205.0 45.0 35.0 150.0 445.0 50.0 300.0 Free Cyanide < 25 < 25 Cyanide Complex 351.0 < 25Foaming Characteristics As Received Foam Height, mL 100.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 10.00 As Received Break Time, s 8.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 1.00 No. of Carbon Passes 1.00
Datos Historicos
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Corrosion Testing
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Gracias