Endulzamiento de Gas

Planteamientos GeneralesEndulzamiento

Vanessa B. Hodge - INEOS OxideI. Ulises Cruz Torres - INEOS Oxide

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

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

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.

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.

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

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

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

CO2 + H2O H+ + HCO3-

CH2CH2OH HOCH2CH2CH3N + H2CO3 CH3NH+ + HCO3-

CH2CH2OH HOCH2CH2 (MDEA)

Mecanismo de Reaccin

Buenas paracticas de Operacion

(Presiones moderadas - altas)

Qu es optimizar?

Cumplir con la especificacin de CO2 Consumos Energa Consumos de Amina Corrosin en la planta Mxima capacidad de la planta

Determina la Operacin Unitaria

Absorcin Balance de Materia

Termodinmica del proceso

Cintica Qumica

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

Cargas de gas cido

Todas las aminas puedencargar mas de lorecomendado

Las recomendacionesexisten para evitarproblemas de operacin

El tipo de amina define lacarga

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

Amina Rica / Efecto en tanque flash

GAS DULCE

GAS DULCE

AMINA POBRE

FILTRO DE CARBON

SOLVENTE

GAS AMARGO

CONTAMINANTES


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


SURGE TANK

Tanque de Flash

SEPARADOR

R

E

G

E

N

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A

C

T

O

R

A

GAS AMARGO

GAS

REHERBIDORA

CONDENSADOR

ENFRIADOR

AMINA RICA

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)

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

Amina Rica / Intercambiador aminaamina

GAS DULCE

GAS DULCE

AMINA POBRE

FILTRO DE CARBON

SOLVENTE

GAS AMARGO

CONTAMINANTES


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


SURGE TANK

Tanque de Flash

SEPARADOR

R

E

G

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T

A

C

T

O

R

A

GAS AMARGO

GAS

REHERBIDORA

CONDENSADOR

ENFRIADOR

AMINA RICA

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.

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

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.

Intercambiador amina / amina

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

190 200 210 220 230 240 250

Temperatura de Salida, F

%

C

O

2

f

l

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h

e

a

d

o

a

2

2

.

7

p

s

i

a

Amina 30 wt%

Amina 50 wt%

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


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


SURGE TANK

Tanque de Flash

SEPARADOR

R

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C

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A

C

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A

GAS

CONDENSADOR

ENFRIADOR

AMINA RICA

Corrosin en el domo del regenerador

Corrosin en el rehervidor

Corrosin y altas ppm H2S - CO2

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

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 %

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

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

210 GPM / 62 MMSCFD

250 GPM / 62 MMSCFD

310 GPM / 62 MMSCFD

Flujo se encuentra restringido por elfactor de inundacion

FLUJO DE AMINA

FLUJO DE GAS

PLATO DE VALVULASCAIDA DE AMINA

Flujo de Amina & H2S Salida

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

7

-

O

c

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-

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3

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0

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5

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0

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9

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]

Amine FlowbpdH2S

Relacion L/V & H2S Salida

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

7-O

ct-03

12-O

ct-03

17-O

ct-03

22-O

ct-03

27-O

ct-03

1-No

v-03

6-No

v-03

11-N

ov-0

316

-Nov

-03

21-N

ov-0

326

-Nov

-03

1-De

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6-De

c-03

11-D

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-03

21-D

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326

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35-

Jan-

0410

-Jan

-04

15-J

an-0

420

-Jan

-04

25-J

an-0

41-

Feb-

046-

Feb-

0411

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17-F

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[

M

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]

L/V RatioGas Dulce H2S %mol

GAS DULCE

GAS DULCE

AMINA POBRE

FILTRO DE CARBON

SOLVENTE

GAS AMARGO

CONTAMINANTES


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


SURGE TANK

Tanque de Flash

SEPARADOR

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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

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.

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

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

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)

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.

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

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

R

e

f

l

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x

R

a

t

i

o

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

H

2

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,

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p

m

v

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


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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

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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


AMINA RICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


SURGE TANK

Tanque de Flash

SEPARADOR

R

E

G

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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

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Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04GC, w t% amine







Cargas de Amina pobre

Comentarios !!Petrobras

San Alberto Gas Plant #1

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Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04CO2 mol/mol


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Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-04CO2 mol/mol

CO2 Coulometer Testing







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


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Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04Bicine


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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

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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!!


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Feb-02 Aug-02 Feb-03 Aug-03 Feb-040

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IHSS, w t% HSAS, w t% HSAS Neutralized, %


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IHSS, w t% HSAS, w t% HSAS Neutralized, %





Metales Solubles

Inductive Coupled Plasma



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Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04Iron


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Comentarios!!


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Iron Bicine





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


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Comentarios!!San Alberto Fase 1

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Cargas mol/mol CO2

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Comentarios!!San Alberto Regenerador Fase 2

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Cargas mol/mol CO2

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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.



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Apr-01 Oct-01 Apr-02 Oct-02 Apr-03 Oct-03 Apr-04HEOD THEED BHEP


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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

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

Datos Historicos

Corrosion Testing

Gracias

Endulzamiento de Gas

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Transcript of Endulzamiento de Gas