Planteamientos generales endulzamiento

Planteamientos Generales
Endulzamiento
Guillermo Medda – Brenntag Argentina
I. Ulises Cruz Torres - INEOS Oxide
Modulo I
Aminas empleadas - Girbotol
Glosario
• Carga de amina (loading)
– concentración de gas ácido (H2S / CO2) en la amina,
expresado en términos de
– moles de gas ácido/moles de Amina
• Carga de amina rica (rich loading)
– Concentración de los GA en la amina después de la
absorción (En amina rica)
• Carga de amina pobre (lean loading)
– Concentración de los GA en la amina después de la
regeneración (En amina pobre)
Cargas de Amina
SWEET GAS
ACID GAS
REFLUX
DRUM
ABSORBER
FILTER SECTION
REGENERATOR
STRIPPER
FLASH GAS
SOUR GAS
REBOILER
FLASH DRUM
INLET SEPARATOR
Rich Loading
RICH-LEAN
HEAT EXCHANGER
Lean Loading
Aminas Genéricas
• MEA (monoetanolamina) pm = 61.1
–
–
–
–
–
Buena para aplicaciones a baja presión.
Puede remover casi por completo el H2S y CO2.
Altos requerimientos de energía
Puede ser recuperada con destilación atmosférica
Reacciona completamente con el COS para formar
productos no-regenerables.
– Las concentraciones de amina son mínimas para evitar
corrosión
– Usos: Refinación, Plantas de H2, Plantas de NH3, Plantas
de Etano/Etileno, Hornos de reducción directa acero
MEA Estructura Molecular
• Monoetanolamina (MEA)
– Amina Primaria
– Peso Molecular
= 61
H
N - CH2 - CH2 - OH
–
H
Concentración & Cargas
• MEA
–
–
–
–
10 - 15 WT%
0.10 - 0.15 M/M LEAN
0.35 M/M FOR HIGH CO2
0.45 M/M FOR HIGH H2S
Aminas Genéricas
• DGA (Diglicolamina) pm = 105
–
–
–
–
–
Buena para aplicaciones a baja presión.
Puede remover casi por completo el H2S y CO2.
Altos requerimientos de energía
Puede ser recuperada con destilación atmosférica
buena para remoción de azufre orgánico incluyendo
mercaptanos, similar a la MEA pero absorbe compuestos
aromáticos.
– Se emplea a altas concentraciones hasta 50%w
– Mantiene una alta solubilidad de hidrocarburos que hace
que el sistema tienda a espumar y por ende a una adición
continua de antiespumante.
DGA Estructura Molecular
• Diglicolamina (DGA)
– Amina Primaria
– Peso Molecular
= 105
H
N - (OC2H4 ) 2 H
–
H
Concentración & Cargas
• DGA
– 30 - 55 WT%
– 0.06 - 0.1 M/M LEAN
– 0.30 - 0.40 M/M RICH
Aminas Genericas
• MDEA (metildietanolamina) pm = 119.2
–
–
–
–
–
–
–
–
Principal componente de los solventes formulados
Mas capacidad para remoción de gas ácido
Alta selectividad hacia el H2S
Menor grado de degradación térmica
Su recuperación debe de ser por destilación al vació
Requerimientos energéticos muy bajos
Concentraciones altas, no presenta tanta corrosión
Usos: Refinación, Gas Natural
MDEA Estructura Molecular
• Metildietanolamina (MDEA)
– Amina Terciaria
– Peso Molecular = 119
HO - CH2 - CH2 - N - CH2 - CH2 - OH
CH3
Concentración & Cargas
• MDEA & MDEA BASED
FORMULATIONS
– 40 - 55 WT%
– 0.002 - 0.015 M/M LEAN
– 0.45 M/M FOR HIGH CO2
– 0.55 M/M FOR HIGH H2S
Especialidades de Amina
• Solventes formulados
–
–
–
–
–
–
–
–
–
Principal componente de los solventes formulados es MDEA
La mayor capacidad para remoción de gas ácido
Alta selectividad hacia el H2S o hacia el CO2
Especialidades que se adaptan a las necesidades del cliente
Menor grado de degradación térmica
Su recuperación tiene que ser por destilación al vacío
Los menores requerimientos energéticos
Concentraciones altas, (no presenta corrosión)
Usos: Refinación, Gas Natural, Plantas H2, Plantas de NH3,
Plantas Etano / Etileno, Liq/Liq, Hornos de reducción Acero,
Concentraciones
MEA
15 - 20 Wt %
Inhibited MEA
20 - 30 Wt %
DEA
20 - 30 Wt %
Inhibited DEA
40 - 60 Wt %
MDEA Solvents
40 - 60 Wt %
“Hot Skin Corrosion Test”
• Solvent
•
•
•
•
•
•
•
•
•
Corrosion Rate - mpy
30wt% MEA
50wt% DEA
15wt% MEA
20wt% DEA
50wt% GAS/SPEC CS-1
50wt% GAS/SPEC SS
50wt% GAS/SPEC CS-3
30wt% GAS/SPEC SS
50wt% GAS/SPEC CS-2000
32
25
13
8
4
3
3
2
1
(mm/yr)
(0.81)
(0.63)
(0.33)
(0.20)
(0.10)
(0.08)
(0.08)
(0.05)
(0.05)
Reacciones en el absorbedor
R2-NH + H2S < ===== > R2-NH [H] + HS
-
-
1
CO2 + R2-NH < ===== > R2-N + HCOO
-
-
2a
R2-N + HCOO + R2-NH < ===== > R2-NCOO + R2-NHH
-
-
2b
CO2 + 2 R2-NH < ===== > R2-NHH + R2-NCOO
-
-
2 efecto neto [ 1as, 2as]
CO + H2O
< ===== > H2CO 3 (ácido carbónico) -
-
3a
H2CO3
< ===== > H + HCO3 (bicarbonato) -
-
3b
R3-N + H
< ===== > R3-NH
-
CO2 + H2O + R3-N < ===== > R3-NH + HCO3
[ 1as, 2as, 3as]
-
-
-
3c
-
-
-
3 efecto neto [1as, 2as, 3as]
Mecanismo de Reacción
MDEA no reacciona directamente con el CO2
CH2CH2OH
CH3N
HOCH2CH2
+ H2S
CH2CH2OH
CH3NH + HSHOCH2CH2
(MDEA)
CH2CH2OH
CH3N
+ CO2
CH2CH2OH
(MDEA)
NO REACCIONA
Mecanismo de Reacción
CO2 + H2O
CH3N
H+ + HCO3-
CH2CH2OH
HOCH2CH2
+ H2CO3
CH2CH2OH
(MDEA)
CH3NH+ + HCO3HOCH2CH2
Sorption & Reaction
H2 S
CO2
H2 S
R3 N
R3NH+
CO2-H2O
R3 N
HS-
R3NH+
HCO3-
Absorption & Reaction
(ABSORBER)
H2 S
Absorption
H2 S
R3 N
Reaction
R3NH+
HS-
generates heat
Reverse Reaction & Desorption
(STRIPPER)
H2 S
Desorption
stripping gas needed
H2 S
R3 N
Reverse
Reaction
R3NH+
HS-
heat needed
Propiedades físico químicas
Heat of Reaction
Concentration (BTU/Lb H2S) (BTU/Lb CO2)
MEA
DEA
DGA
DIPA
GAS/SPEC SS
GAS/SPEC CS-3
GAS/SPEC CS-1
GAS/SPEC CS-Plus
20%
30%
50%
40%
50%
50%
50%
50%
650
493
674
530
450
453
467
493
820
650
850
750
577
581
606
650
Stripper/Reboiler
ACID GAS
120 ° F 8 PSIG
ACID GAS
CONDENSER
ACID GAS & H2O VAPOR
210 ° F 10 PSIG
120 ° F 9 PSIG
REFLUX
DRUM
REFLUX H2O
WASH TRAYS
COMBINED
REFLUX
& MAKE-UP H2O
222 °F RICH AMINE
FROM EXCHANGER
MAKE-UP H2O
STRIPPING TRAYS
HEAT SOURCE
STRIPPER
STEAM VAPORS
252 ° F
12 PSIG
LEAN AMINE
LIQUID FEED
REBOILER
Carga térmica del Rehervidor
•
Tres elementos básicos:
–Calor Sensible
•
•
Aportación = 1/3
Calentar la alimentación de amina al regenerador hasta la temperatura de
ebullición (condiciones del fondo regen)
–Calor de reacción
•
•
Aportación = 1/3
Calor que requiere la reacción para hacer reversible la reacción de H2S y CO2
–Calor para generar reflujo
•
•
Aportación = 1/3
Calor necesario para generar una masa de H2O constante en el domo de la
torre regeneradora
Relaciones de Reflujo
Concentracion (H2S [m/m]) ( CO2 [m/m])
MEA
DEA
DIPA
DGA
GAS/SPEC SS
GAS/SPEC CS-2000
20%
30%
40%
50%
50%
50%
3
2
2
1.6
1.2
1
3
2
2
1.6
.8
.5
Reflux Ratio Correlación
2.5 –
REFLUX RATIO
2.0 –
Pressures taken at
stripper overhead
6 psig
1.5 –
8 psig
10 psig
12 psig
1–
14 psig
16 psig
Barometric Pressure
= 14.696 psi
0.5 –
0 –
180
190
200
210
220
OVERHEAD TEMPERATURE
230
240
Amine Comparison
1200
100
1000
80
800
60
600
40
400
20
200
0
REBOILER DUTY
(MMBTU / HR)
CIRCULATION RATE
(GPM)
120
0
15%
MEA
30%
DEA
50%
CS-3
Circulation Rate
Reboiler Duty
56 MMSCFD at 500 PSIA
1.6% H2S in –> 4 PPM Out
7.4% CO2 in –> Varied Out
Equivalencias en flujo de Amina
• 1459 GPM, MEA
• 15%w MEA
[0.15 - 0.3]
•
538 GPM, DEA
• 30%w DEA
[0.05 - 0.4]
•
471 GPM, DGA
• 50%w DGA
[0.06 - 0.3]
•
409 GPM, DIPA
• 50%w DIPA
[0.05 - 0.4]
•
286 GPM, MDEA
• 50%w MDEA [0.002-0.45]
Comparación rápida
P ro d u c t
C o rro s io n
A m in e
S tre n g th
A c id G a s
C a p a c ity
Low
50%
H ig h
DEA
M e d iu m
30%
M e d iu m
MEA
H ig h
15%
Low
DGA
V a rie s
50%
H ig h
G A S /S P E C
Comparación rápida (Cont.)
P ro d u c t
S e rv ic e
R e c la im in g
R e b o ile r
D u ty
G A S /S P E C
H ig h
No
Low est
DEA
None
No
M e d iu m
MEA
None
Yes
H ig h
DGA
None
Yes
V a rie s
Modulo II
Proceso Girbotol
Ivan Ulises Cruz Torres
T: 1-979-415-8508
M:1-713-444-5461
email:
ulises cruz@ineos com
Planta De Endulzamiento
De Gas Natural
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Información Básica
• Gas para ser purificado entra por la parte inferior de la
contactora. El gas sube por la contactora y sale por la
parte superior. Este flujo corre a contracorriente al flujo de
amina.
• La amina rica sale de la parte inferior de la contactora y
pasa por un intercambiador de amina rica/pobre. El
intercambiador es adonde la amina rica aumenta en
temperatura y la amina pobre saliendo de la regeneradora
se enfría.
• La amina rica sale del intercambiador de amina rica/pobre
y pasa a la torre regeneradora entrando alredor del plato
numero tres.
Información Básica
• En unidades que tratan a hidrocarburos a alta presión, la
amina rica pasa por un tanque flash para eliminar
hidrocarburos antes de pasar a la regeneradora.
• Amina pobre de la regeneradora después de pasar por el
intercambiador de amina rica/pobre se enfría a la
temperatura deseado por el uso de aero enfríadores y se
pasa a la parte superior de la contactora para completar el
proceso.
Tipo de amina empleada
• Determinara las “cargas de gas acido”
• Determina la operacion unitaria
– Balance de materia
– Termodinámica del proceso (equilibrio
físico)
– Cinética de las reacciones
Modulo III
Variables de Proceso
Ivan Ulises Cruz Torres
T: 1-979-415-8508
M:1-713-444-5461
email:
ulises cruz@ineos com
Determina la Operación Unitaria
• Absorción
– Balance de Materia
– Termodinámica del proceso
– Cinética Química
Variables a controlar
• Cargas de gas ácido en amina rica
• Flujo de amina
– Relación L/V
• Temperatura de amina pobre
• Cargas de gas ácido en amina pobre
– Relación de reflujo
• Tipo de solvente
Cargas de gas ácido
• Todas las aminas pueden
“cargar” mas de lo
recomendado
• Las recomendaciones
existen para evitar
problemas de operación
• El tipo de amina define la
“carga”
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
Perfil de Temperatura
‰ Desempeño en la absorción del CO2
‰ Estabilidad del sistema
‰ Control de la corrosion
Interpretacion del Perfil
CO2 Loading
El perfil no debe de ser lineal
en ningún momento
Amine Temperature
Max Temperature
should be <185F
La amina es enfriada
por el gas de entrada
Interpretación del Perfil
La alta temperatura
generara gas de salida con
mayor temp; Esto genera
mayor consumo de amina.
Y gas fuera de
especificaciones
Perfil continuo indica que
no hay reacción en los
platos. (Equilibrio)
Absorbedores Trabajando en Equilibrio
90,0°C
200,0°C
200
LI01: 65,9°C
80
LI01: 71,4°C
LI02: 71,8°C
150
60
LI02: 91,1°C
LI01: 91,3°C
200,0°C
200
100
150
40
50
90,0°C
20
80
LI03:88,5°C
82,4°C
LI01:
100
LI03:
LI02: 95,9°C
95,7°C
20,0°C
LI01: 97,1°C
0
0,0°C 60
200,0°C
50 200
20,0°C
150
40
LI02: 80,6°C
LI02: 80,9°C
100
20
50
LI03: 78,9°C
0
0,0°C
20,0°C
Indicaciones de que se ha alcanzado
el equilibrio
GAS OUT
La temperatura de salida
de gas < 2C respecto de la
Temp. de Amina pobre.
AMINE IN
Perfil de
temperatura lineal.
Especificaciones de gas >
1000ppm CO2
AMINE
CONTACTOR
Exercise - 1
• Una planta de gas natural que procesa
90MMSCFD con 8% mol CO2. El flujo de
amina es de 800GPM al 50%, En el arranque
se genero la siguiente curva.
• 1.- Cual es la minima RR que debe de operar
esta planta?
• 2.- cual es la minima RR que debe de operar
esta planta si la máxima carga de amina rica
es de 0.44mol/mol?
Regenerator Performance
"Experimental Data"
Exercise - 1
0.03
Lean Amine Loading, mol/mol
0.025
0.02
0.015
0.01
0.005
0
0
0.5
1
1.5
Operating RR, mol/mol
Lean Loading mol/mol
2
2.5
3
Amina Rica / Efecto en tanque flash
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACCUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Tanque de Flasheo
• Es utilizado para flashear hidrocarburos que estan disueltos
en la solución de amina. Los hidrocarburos producidos se
usa como combustible o se manda a quemar.
• Normalmente opera a 5.3 kg/cm2 (75 psig) o menos cuando la
presión de la contactora es ariba de 35.2 kg/cm2 (500 psig)
• Puede ser de 2-fases (gas-amina) o 3-fases (gas-HC liquidoamine)
Amina Rica / Tanque de Flasheo
•
El porcentaje de apertura de la valvula aumenta a
medida que aumenta el contenido de HC en la
corriente de amina
•
Si la carga de Amina Rica es superior a
0.45mol/mol esta valvula operara con aperturas
amplias
GAS DE FLASHEO
LCV
AMINA POBRE
TORRE
CON
EMPAQUE
CONTROLA EL NIVEL
DE AMINA EN EL CONTACTOR
AMINA RICA
SKIMMER CONN.
HIDROCARBUROS
AMINA
LC
AMINA RICA
LCV
Amina Rica / Intercambiador amina
amina
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACCUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Intercambiador amina / amina
• Reduce la temperatura de la amina pobre saliendo de la
Regeneradora y aumenta la temperature de la amina rica
entrando a la Regeneradora.
• Amina rica pasa por los tubos y la amina pobre por la
carcasa.
• El diseño debe minimizar el flasheo de gases ácidos.
• Los requerimientos del rehervidor seran 50% mas alto si
no se diseña asi.
Intercambiador de Placas
JUNTA DE GOMA
RICH
LEAN
LEAN
RICH
AMINA POBRE
UJ
FL
AMINA RICA
S
INA
M
EA
D
O
AMINA POBRE
AMINA RICA
Amina Rica / Intercambiador amina
amina
• Una problema comun es la corrosión/erosión
• Es causado por la liberación de gases ácidos a la salida de
la amina rica.
• El potencial de corrosión se aumenta cuando la carga de
los gases ácidos se aumenta por una redución en el flujo de
amina o en la concentración de amina.
• Es importante mantener suficiente flujo de amina y presión
para mantener un fase en el flujo.
Intercambiador amina / amina
% CO2 flasheado a 22.7 psia
80%
70%
Amina 30 wt%
60%
50%
40%
Amina 50 wt%
30%
20%
10%
0%
190
200
210
220
230
Temperatura de Salida, °F
240
250
Problemas de operación por altas cargas
Corrosión y altas ppm H2S - CO2
Flasheo de CO2 y H2S en absorbedor
Corrosión en el domo del regenerador
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
SURGE
TANK
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
SEPARADOR
GAS AMARGO
H 2S
CO2
ACUMULADOR
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
AMINA RICA
AMINA POBRE
Flasheo de CO2 y flujo a dos fases
Corrosión en el rehervidor
Flujo de Amina
• Determinará las “cargas de gas acido”
• Determina la operación unitaria
– Balance de materia
• Se encuentra limitada por la curva de
inundación en el absorbedor
Flujo de amina efectivo
• 360 GPM GAS/SPEC a concentración del 20%
– 72 GPM de GAS/SPEC “Real”
• 180 GPM GAS/SPEC a concentración del 40%
– 72 GPM de MDEA “Real”
Concentración
MEA
15 - 20 Wt %
Inhibited MEA
20 - 30 Wt %
DEA
20 - 30 Wt %
Inhibited DEA
40 - 60 Wt %
GAS/SPEC
40 - 60 Wt %
Reducción de la Corrosión
Amine
15% MEA
30% MEA
20% DEA
50% DEA
30% MDEA
50% MDEA
50% GAS/SPEC CS-3
50% GAS/SPEC CS-1
MPY
13
32
8
25
2
3
3
5
Balance de Materia
Problemas de operación por flujo de amina
Altas ppm H2S - CO2
GAS DULCE
Corrosion en linea amina rica
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
SEPARADOR
GAS AMARGO
ACCUMULADOR
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
H 2S
CO2
AMINA RICA
Reversibilidad de la reacción a 185F
AMINA POBRE
Cargas de gas ácido en amina pobre
• Determina el grado de regeneración de la
amina
• Toma lugar en la torre regeneradora.
• Se encuentra limitada por la carga térmica
de diseño 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 > 0.005 mol/mol @ 50%w
Principios de fisicoquímica
• A que temperatura hierve el agua en el mar
si la caliento con una flama pequeña?
• A que temperatura hierve el agua en el mar
si la caliento con una flama grande?
• Por que pensamos que la temperatura del
rehervidor nos fija el grado de regeneración
de la amina?
Regeneradora
CONDENSADOR
DE GASES
ACIDOS
Presion
GASES ACIDOS Y
VAPOR DE AGUA
99 ° C 0.7 kg/cm2
GASES ácidos
49 ° C 0.5 kg/cm2
49 °CF .06 kg/cm2
PLATOS DE
LAVADO
TANQUE
DE
REFLUJO
AGUA DE REFLUJO
96 °C AMINA RICA
DEL
INTERCAMBIADOR
AGUA DE ADICION
PLATOS
Temperatura
FUENTE DE CALOR
REGENERADORA
VAPOR DE AGUA
127 ° C
0.8kg/cm2
REHERBIDORA
AMINA
AMINE POBRE
Energia: Calor de Reacción - 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 reacción H2S/CO2
– Calor de reacción
– Calor latente de la solución
– Calor para generar vapor de agua que suba por
la regeneradora que se expresa en moles de
H2O / moles de GA en el domo Relación de
REFLUJO
•
Regeneradora
• El punto de ebullición de la solución
depende solamente de la composición de la
amina, la concentración de amina y la
presión que se mantiene en la regeneradora.
•
• Un incremento de presión a una temperatura
constante resulta en temperaturas mas altas
pero produce menos vapor por el
incremento de la demanda de calor sensible.
Regeneradora
Mol H2O/mol GA
CONDENSADOR
DE GASES
ACIDOS
Vapor subiendo por la torre
GASES ACIDOS Y
VAPOR DE AGUA
99 ° C 0.7 kg/cm2
49 °CF .06 kg/cm2
PLATOS DE
LAVADO
GASES ácidos
49 ° C 0.5 kg/cm2
TANQUE
DE
REFLUJO
AGUA DE REFLUJO
96 °C AMINA RICA
DEL
INTERCAMBIADOR
AGUA DE ADICION
PLATOS
Flux de Calor = BTU/hr
FUENTE DE CALOR
REGENERADORA
VAPOR DE AGUA
127 ° C
0.8kg/cm2
REHERBIDORA
AMINA
AMINE POBRE
Regenerador
• Para optimizar el uso de energeticos
mientras manteniendo las especificaciones
del gas dulce, el flujo de aceite termico al
reherbidor debe ser controlado por la
temperatura en la parte superior de la
regeneradora
• La temperatura del regenerador no esta
efectado 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
– Relación de reflujo
Relación de Reflujo
• Hay tres maneras de determinar la relación
de Reflujo
– Por la temperatura y presión de la parte
superior de la regeneradora.
– Flujo de agua de reflujo a la regeneradora agua de adición + agua perdida con los gases
ácidos.
– Demanda del calor de la reherbidora - el calor
sensible de la amina - el clor de reaccion de la
amina
GAS/SPEC Technology
Regenerator Reflux Ratio Correlation
0.141 kg/cm2
0.281 kg/cm2
0.422 kg/cm2
0.562 kg/cm2
0.703 kg/cm2
0.844 kg/cm2
0.984 kg/cm2
1.125 kg/cm2
6.00
5.60
5.20
4.80
Reflux Ratio
4.40
4.00
3.60
3.20
2.80
2.40
2.00
1.60
1.20
0.80
0.40
0.00
75
77
79
81
83
85
87
89
91
93
95
97
Overhead Temperature, °C
99
101
103
105
107
109
Reflujo
• La función del condensador de gases ácidos es
para condensar y enfríar el agua de vapor a
liquido.
• Los gases ácidos y la agua se separan el en
tanque de reflujo.
• El agua regresa a la parte superior de la
regeneradora como reflujo.
• La razón del reflujo es para minimizar la
concentración de amina el la parte superior de
la regeneradora.
Altas cargas en amina pobre
• Afecto el balance de materia, altas ppm
H2S / CO2
• Afecto el equilibrio químico en el
absorbedor, altas ppm H2S / CO2
• Corrosión en linea de amina pobre
• Sulfato el carbón activado (H2S)
Tratamiento H2S vs. Temperatura de amina pobre y cargas acidas
(35 wt% MDEA, 0.001 m/m CO2, 150 psia abs. pressure)
50.00
Lean loading 0.003
45.00
Lean loading 0.005
H2S en Equilibrio (concentracion predecida), ppmv
Lean loading 0.007
Lean loading 0.009
40.00
35.00
30.00
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
0.00
85
90
95
100
105
110
Temperatura de Amina pobre, Deg F
115
120
125
COMPANY NAME: ABC Refining Company
PLANT NAME: Anywhere, World
Sample Date
Sample Number
Amine Product
Sample Source
Sample Opacity
Sample Color
Acid Gas Loadings
% CO2
% H2S
CO2 mol/mol
H2S mol/mol
Amine Concentration
Alkalinity, wt % amine
GC, wt% amine
Solvent Factor
Anions - ppmw
Bicine
Acetate
Formate
Chloride
Sulfate
Oxalate
Phosphate
Thiosulfate
Thiocyanate
Free Cyanide
Cyanide Complex
Foaming Characteristics
As Received Foam Height, mL
As Received Break Time, s
No. of Carbon Passes
UNIT NO: 299
UNIT NAME: FCC Unit
07-Apr-03
20030774A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Clear
Yellow
06-Mar-03
20030506A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Clear
Green
13-Jan-03
20030109A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Dark
Yellow
24-Oct-02
20021982A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Light
Yellow
11-Sep-02
20021699A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Clear
Yellow
15-Aug-02
20021543A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Clear
Brown
02-Jul-02
20021230A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Light
Yellow
04-Jun-02
20021057A
GAS/SPEC*
SSTM
Lean
Clear
Green
0.0078
0.01596
0.00072
0.0019
0.0080
0.01948
0.00081
0.0025
0.0096
0.01953
0.00101
0.0026
0.0108
0.04432
0.00118
0.0062
0.0201
0.02479
0.00214
0.0034
0.0075
0.01110
0.00085
0.0016
0.0246
0.01693
0.00289
0.0026
0.0175
0.02651
0.00244
0.0048
29.4128
30.5951
11.9774
26.9362
27.1921
11.9401
25.9850
25.4581
11.9960
24.9373
24.8011
11.9570
25.5187
25.1459
11.9339
24.0262
24.7533
11.9797
23.1423
22.6293
11.9857
19.5237
20.0599
11.9675
< 50
760.0
2,840.0
30.0
< 25
< 25
< 25
< 25
170.0
< 50
550.0
2,995.0
40.0
< 25
< 25
< 25
85.0
205.0
< 50
505.0
655.0
< 25
< 25
< 25
< 25
75.0
45.0
< 50
590.0
575.0
45.0
< 25
< 25
< 25
55.0
35.0
< 50
745.0
2,360.0
30.0
< 25
< 25
< 25
45.0
150.0
< 25
351.0
< 50
905.0
5,060.0
< 25
< 25
< 25
< 25
< 25
445.0
< 25
< 25
< 50
725.0
720.0
< 25
< 25
< 25
< 25
40.0
50.0
< 50
695.0
2,080.0
25.0
< 25
< 25
< 25
30.0
300.0
100.00
8.00
10.00
1.00
10.00
1.00
1.00
10.00
1.00
10.00
1.00
10.00
1.00
10.00
1.00
Problemas de operación por altas cargas en amina pobre
Altas ppm H2S / CO2
Sulfato el carbón activado
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Corrosion en circuito de amina pobre
Temperatura de la amina pobre
• Determina la operación unitaria
– Cinética de las reacciones
– Reacción del H2S
– Reacción del CO2
• Se encuentra limitada por la capacidad del
enfriador
Limites de Equilibrio
Concentracion de H2S Salida vs. H2S Cargas en amina pobre 1000 psia
11
110F
120F
130F
10
9
H2S Outlet Concentration [ppmv]
8
7
6
5
4
Specification = <4 ppm
3
2
1
Equal CO2 loading used in
calculations.
0
0
0.001
0.002
0.003
0.004
0.005
0.006
0.007
H2S Lean Loading [mol/mol]
0.008
0.009
0.01
0.011
Resumen
•
•
•
•
•
Flujo de Amina
Flujo de Gas
Temperatura de amina pobre
H2S y CO2 en gas dulce
Relación de reflujo en el regenerador
Resumen
• Concentración de la amina
• Carga de amina rica (mol/mol)
• Carga de amina pobre (mol/mol)
Resultados
• Menor Corrosión
• Especificaciones de H2S
• Capacidad de la planta
Modulo IV
Problemas de Operación
Ivan Ulises Cruz Torres
T: 1-979-415-8508
M:1-713-444-5461
email:
ulises cruz@ineos com
Problemas Típicos
•
•
•
•
•
•
No alcanzar las especificaciones.
Espumamiento
Pérdida de Amina
Corrosión
Degradación y contaminación
Exceso uso de energéticos.
Transferencia de masa
• Internos del absorbedor
– Canalización de gas o líquido
– Incrustación
– Espumaciones
Simulador APS* INEOS Vs desempeño real
Desempeño de las etapas de equlibrio 2
Canalizaciones de flujo
• pédida de etapas de
equilibrio
La reacción toma lugar en la mitad del cuerpo de la torre (platos 10 - 16)
Espumación
• Las aminas en su
estado natural no
tienden a espumar
• La espuma es un
fenómeno de
superficie
• Principalmente solidos
supendidos totales
Espumación
• Entrada al filtro
• Salida del filtro
• principalmente solidos
supendidos totales
Espumación
• Entrada al filtro
• Salida del filtro
• principalmente solidos
supendidos totales
Planta de Endulzamiento
de Gas Natural
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
REHERBIDORA
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACCUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Separador de Gas/Líquidos
• Elimina líquidos y sólidos que pueden afectar la operación
de la planta.
– Hidrocarburos Liquido (espumamiento)
– Aguas Saladas (espumamiento y corrosión)
– Sulfito de Hierro (espumamiento)
– Químicos para tratar a Posos de Gas (espumamiento y
corrosión)
– Aceites de compresores (espumamiento)
• ¡Prevención es mejor que tratar a las síntomas!
Flujo de Gas/Líquidos a alta presión
Intercambiador de
Gas Entrante/Salida
AMINA ENTRANTE
GAS ENTRANTE
GAS SALIENDO
AMINA
DESPERDICIO
SEPARADOR DE
GAS AMARGO
DESPERDICIO
FILTRO/SEPARADOR
SEPARADOR DE
GAS DULCE
AMINA
CONTACTORA
Diagrama de Espumación
TRAY ABOVE
A a = ACTIVE OR BUBBLING AREA
A d = DOWNCOMER AREA
A d = DOWNCOMER AREA
POSSIBLE SPLASH BAFFLE
CLEAR
FLUID
h ow
FROTH
ht
ACTIVE LENGTH
A B
ht
C D
DOWNCOMER APRON
TRAY BELOW
Filtros Mecánicos
• Son usados para remover partículas (tierra,
productos de corrosión, sulfato de hierro, etc.) que
puede causar espumación, corrosión, y gas dulce
fuera de especificación
• Los elementos son cambiados basado en la
diferencial de presión.
• Pueden tratar todo el flujo de amina o un parte del
flujo.
• Se pueden usar con amina pobre o rica
(normalmente se usan para amina pobre).
Filtración Mecánica
• Para ser efectivos, los filtros deben recibir
por lo menos 10% del flujo de amina (100%
si hay altos niveles de partículas)
• Filtros Mecánicos se deben diseñar para
operar a presiones diferenciales de hasta 1.4 1.8 kg/cm2. (depende de la operación)
Causas de Espumación
• Hidrocarburos + ácidos orgánicos: Jabones
de amina
• Aceites y solventes para soldar.
• Sólidos suspendidos (Sulfuro de hierro,
finos de carbón, partículas de óxido de
hierro)
• Productos de degradación de Amina y sales
termo-estables
• Agua de adición (Contaminada)
Filtro de carbón
SALIDA DE GASES
ENTRADA
DE AMINA
CARBON ACTIVADO
PDI
#4 FILTRAN SUPPORT MEDIA
SALIDA
DE AMINA
#5 FILTRAN SUPPORT MEDIA
Concept of Molecular Screening in Micropores
MACROPORE
MICROPORE
Area available to both
adsorbates and solvents
Area available to solvent
and smaller adsorbate
Area available only
to solvents
Como saber si mi filtro de carbon
esta agotado?
Filtration System
RICH
AMINE
LEAN AMINE
COOLER
LEAN
AMINE
TO
ABSORBER
CROSS
EXCHANGER
CARBON
FILTER
5µ
MECHANICAL
FILTER
10 µ
MECHANICAL
FILTER
Anti-espumante
‹ Tipos de Antiespumantes
” Polyglicol (100 ppmw) - Recommendado
” Silicon (25 ppmw) - Puede salir de solución y lo remueve los
filtros
” Sobre adición de antiespumante puede causar espumamiento
‹ Puntos de adición
” Antes de cada Torre (Contactora y Regeneradora)
” Después del Filtro de Cárbon
zSi el espumamiento ocurre el la regeneradora ---> Purgan el Reflujo
Modulo V
Degradación de las aminas
Ivan Ulises Cruz Torres
T: 1-979-415-8508
M:1-713-444-5461
email:
ulises cruz@ineos com
Contaminantes
Por que Identificarlos y
Estudiarlos
z
‹
‹
‹
‹
‹
‹
Gas fuera de especificaciones
Degradación de las soluciones
Espuma
Perdidas de amina
Corrosión
Incrustación
Fuentes de los
Contaminantes
Gas Amargo
z
‹
‹
Insoluble
Soluble
Agua y Productos Químicos
zReacciones Secundarias
z
Contaminantes (gas amargo)
H 2S
CO2
GAS DULCE
CONDENSADOR
GAS DULCE
H 2S
CO2
H 2O
SEPARADOR
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
O2
CO
HCN
NH3
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
GAS AMARGO
AGUA
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
Particulas
Sólidas
SEPARADOR
Hidrocarburos
Acidos
Orgánicos
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
AMINA POBRE
ACUMULADOR
REHERBIDOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINA RICA
AMINA POBRE
Contaminantes (Agua y
Químicos)
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
SEPARADOR
AGUA
CONTACTORA
ENFRIADOR
SOLVENTE
GAS AMARGO
GAS AMARGO
FILTRO DE CARBON
AMINA
RICA
CONDENSADOR
H 2S
CO2
H 2O
INTERCAMBIADOR
AMINA/AMINA
SURGE
TANK
GAS
Tanque de Flash
H 2S
CO2
FILTRO
MECHANCO
REFLUJO
REGENERADORA
Particulas Sólidas
Sulfatos
ClFosfatos
Na+
Mg+2
Ca+2
REHERBIDOR
SEPARADOR
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
CONTAMINANTES
ACUMULADOR
AMINA RICA
AMINA POBRE
Tipos de Degradación
Degradación de Aminas
• Por CO2 +Temp=> .
.Comp Orgánicos
• Por Oxígeno =>
.
.Amina
• Por Oxígeno =>
Carboxílicos
.
. ácidos
Degradación CO2 + Temp
• Todas las aminas se degradan
• El tipo de Amina da origen a diferentes
tipos de compuestos orgánicos
• La degradación relativa es:
– MEA> DIPA > DGA > DEA > MDEA
Mecanismo de Degradación DEA
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N
O
C
O
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NH + CO2
NH+COO•
HO-CH2-CH2
NCOO• + H+
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NH
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NCOO•
CH2-CH2
HO-CH2-CH2
HO-CH2CH2-N
NH
HO-CH2-CH2
NH
C
HO-CH2-CH2
O
HO-CH2-CH2
N-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NH
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N
NH
HO-CH2-CH2
CH2-CH2
CH2-CH2
HO-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-O-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH
HO-CH2CH2-N
N-CH2-CH2-OH
CH2-CH2
Degradación hacia Ácidos Carboxílicos
• Todas las aminas se degradan por O2 en ácidos
carboxílicos
• Los ácidos carboxílicos reaccionan con la amina
para formar Sales Térmicamente Estables (STE)
– ácido Carboxílico (Anion) + Amina (Camión) = STE
• El tipo de Amina da origen a diferentes tipos de
ácidos Carboxílicos
Limites recomendados para obtener una
corrosión <10 mpy
ANION
Oxalate
Bicine
Chloride
Sulfate
Formate
Acetate
Glycolate
Thiocyanat
e
LIMIT,
ppmw
250
250
250
500
500
1,000
1,000
10 000
Efecto de los Contaminantes
Efecto de los contaminantes
• Compuestos Orgánicos (BHEP, THEED)
– Mantienen el Fe en solución
– Formación de FeCO3 (incrustación)
• Aminas (Reacción secundaria)
– Perdida de capacidad de absorción
• Ácidos Carboxílicos
– Formación de Sales Térmicamente Estables (STE)
– Corrosión
– Perdida de capacidad de absorción
Efecto de los Contaminantes
• El [Fe], reacciona con el CO2 para formar FeCO3
– Principalmente sistemas de “solo CO2”
– Problemas de incrustación en intercambiador amina/amina
– Problemas de incrustación en regenerador
• Fuentes de Hierro
– Corrosión
– Contaminación del gas amargo
Química de la solución - Fe soluble
600
500
Avg = 164
300
200
100
Jan-97
Jan-96
Jan-95
Jan-94
Jan-93
Jan-92
0
Jan-91
Fe [ppmw]
400
PRODUCT H2 to
METHANATOR
Corrosión / Incrustamiento
SWEET GAS
CONDENSER
LEAN AMINE
COOLER
LEVEL CONTROL
VALVE
LEAN/RICH
EXCHANGER
STRIPPER
ABSORBER
LEAN
SOLVENT
OUTLET
SEPARATOR
CO2
REFLUX
ACCUMULATOR
SYN GAS
RICH
SOLVENT
SYNGAS
REBOILER
STEAM
REBOILER
CARBON
FILTER
INLET
SEPARATOR
SYN GAS
LEAN SOLVENT
SYN GAS from LTS
Intercambiador Amina / Amina
Amina pobre
(coraza)
PRODUCT H2 to METHANATOR
Corrosión / Incrustamiento
SWEET GAS
CONDENSER
LEAN AMINE
COOLER
LEVEL CONTROL
VALVE
LEAN/RICH
EXCHANGER
STRIPPER
ABSORBER
LEAN
SOLVENT
OUTLET
SEPARATOR
CO2
REFLUX
ACCUMULATOR
SYN GAS
RICH
SOLVENT
SYNGAS
REBOILER
STEAM
REBOILER
CARBON
FILTER
INLET
SEPARATOR
SYN GAS
LEAN SOLVENT
SYN GAS from LTS
Intercambiador Amina / Amina
Amina rica (tubos)
% CO2 flasheado a 22.7 psia
80%
70%
Amina 30 wt%
60%
50%
40%
Amina 50 wt%
30%
20%
10%
0%
190
200
210
220
230
Temperatura de Salida, °F
240
250
PRODUCT H2 to
METHANATOR
Corrosión / Incrustamiento
SWEET GAS
CONDENSER
LEVEL CONTROL
VALVE
LEAN AMINE LEAN/RICH
EXCHANGER
COOLER
STRIPPER
ABSORBER
LEAN
SOLVENT
OUTLET
SEPARATOR
CO2
SYN GAS
REFLUX
ACCUMULATOR
RICH
SOLVENT
SYNGAS
REBOILER
STEAM
REBOILER
CARBON
FILTER
INLET
SEPARATOR
SYN GAS
LEAN SOLVENT
SYN GAS
from LTS
Torre Regeneradora
Incrustacion en el
domo, platos de
lavado y empaque
Corrosión de la Sales Térmicamente de
Aminas
• Generalmente las STEA resultan en una mayor corrosión.
+
CH 3 -N
CH 2 CH 2 OH
X-
CH 2 CH 2 OH
H
X - = acetate, formate, oxalate, thiocyanate, sulfate, Cl, etc.
• Decrece la capacidad de acarreo de gas ácido
• Incrementan la viscosidad de la solución (Espuma)
• Incrementan el costo operativo de una unidad de aminas.
INEOS LLC, Estudios de corrosión con STEA
1 8 0
1 6 0
O x a lic a c id
1 4 0
1 2 0
A c e t ic a c id
F o r m ic a c id
B ic in e
CR (mpy)
1 0 0
O x a lic
a c id
S u lf u r ic
a c id
M a lo n ic
a c id
S u c c in ic
8 0
G ly c o lic
H C l
B ic in e
6 0
4 0
H C l
2 0
0
9
9 .5
1 0
p H
1 0 .5
(M e a s u re d )
1 1
1 1 .5
a c id
a c id
INEOS LLC, Estudios de corrosión con STEA
180
160
250 ppm
500 ppm
1000 ppm
5000 ppm
120
10000 ppm
Duplicate run
Carbon Steel Corrosion (MPY)
140
100
80
60
40
20
0
Acetic
acid
Formic
acid
Formic
acid
Glycolic
acid
Oxalic
acid
Anion
H2SO4
Malonic
acid
Succinic
acid
Fuente de contaminantes de STE
HSS
Acetates
Formates
Oxalates
Sulfates
Thiocyanates
Thiosulfates
Chlorides
Oxygen
X
X
X
X
CO
X
Contaminant Sources
HCN
SO2
HCl
Others
Acetic Acid
Formic Acid
Oxalic Acid
Water
X
Water
X
X
X
X
Manejo de los contaminantes
• Compuestos Orgánicos
– No formarlos (Aminas mas resistentes)
– Destilación
• Aniones / Sales Térmicamente Estables (STE)
– Neutralización
– Remoción (Reclaiming)
• Destilación al vacío
• Intercambio Iónico
Resultados - Fe Soluble
600
500
Avg = 164
300
CS-2020
200
Avg = 46
Avg = 21
100
Avg = 13
Sep-04
May-03
Dec-01
Aug-00
Mar-99
Nov-97
Jun-96
Feb-95
Sep-93
May-92
0
Jan-91
Fe [ppmw]
400
Resultados - Empaque, Regenerador
Antes
Resultados - Empaque, Regenerador
1 ano Después
Cargas pobres de CO2 - Antes
0.075
0.070
Históricamente difícil
de alcanzar el objetivo
0.060
0.055
0.050
0.045
0.040
0.035
Target < 0.015
0.030
0.025
0.020
0.015
0.010
0.005
Jan-99
Jan-98
Jan-97
Jan-96
Jan-95
Jan-94
Jan-93
Jan-92
0.000
Jan-91
CO2 Lean Loading [mol/mol]
0.065
Cargas pobres de CO2 - Después
0.075
0.070
0.060
0.055
0.050
Change to
CS-2020
0.045
0.040
0.035
0.030
0.025
Target < 0.015
/
0.020
0.015
0.010
0.005
Sep-04
May-03
Dec-01
Aug-00
Mar-99
Nov-97
Jun-96
Feb-95
Sep-93
May-92
0.000
Jan-91
CO2 Lean Loading [mol/mol]
0.065
Jul-01
Apr-01
Jan-01
Oct-00
Jul-00
Apr-00
Jan-00
Oct-99
Jul-99
Apr-99
Jan-99
Corrosion Rate [mpy]
Resultados - probetas de corrosión
300
250
Conversion
to CS-2020
200
150
100
50
0
Vacuum Distillation Unit
- Heavy
Hydrocarbon
Removal
- HSS removal
- Deg. Product
Removal
- Noncontinuous HSS
Removal
CCR Mobile Vacuum Distillation Unit
- Heavy Hydrocarbon Removal
- HSS removal
- Deg. Product Removal
- Non-continuous HSS Removal
Vacuum Distillation Unit
- Heavy
Hydrocarbon
Removal
- HSS removal
- Deg. Product
Removal
- Noncontinuous HSS
Removal
MPR Onsite Reclaiming Unit
- Cation &
Anion removal
if needed
- Low
operator
involvement
- Noncontinuous
HSS removal
Neutralización a Sal Inorgánica
• Si las STEA exceden la recomendación 0.50 Wt%,
o los valores individuales STE exceden los limites,
estas pueden ser convertidas a Sales Inorgánicas
Térmicamente Estables.
• AmineH+ Acid- + Na+OH- = Amine + Na+ Acid +
H2O
• Hemos encontrado que la neutralización cáustica
reduce significativamente la corrosión.
Neutralización Cáustica
20
18
Carbon Steel Corrosion (MPY)
500 ppm
16
1000 ppm
14
5000 ppm
10000 ppm
12
10
8
6
4
2
0
Na Acetate Na Formate Na Oxalate
Na
Glycolate
Na Sulfate
Anion
Na2S2O3
Na
Malonate
Na
Succinate
Nuetralización cáustica a una sal
inorgánica
•
Libera la concentración total de amina para la remoción de gas ácido.
•
Reduce la corrosión de la solución circulante.
•
Extiende el tiempo entre una remoción total de STE y un exceso
cáustico.
•
La adición cáustica no afecta a la regeneración por destilación al vacío,
pero incrementará el costo y la complejidad de una regeneración por
intercambio iónico.
•
Incrementar la concentración de sales cáusticas puede resultar en
precipitación.
Método de INEOS LCC para
neutralizar STE
• Reducir los sólidos de la precipitación,
usando una sal de potasio como
neutralizador.
Neutralization - Analytical
Monitoring
SOLVENT ANALYSIS
COMPANY:
PLANT / UNIT:
Unit: 708
California
Refiner
Sample Number
Amine Product
Sample Opacity
Sample Color
20021715A
GAS/SPEC* SSTM
Cloudy
Amber
Sample Date
Received
Completed
Sample Source
9/12/2002
9/17/2002
9/20/2002
Lean
Anions - ppmw
Acetate
Formate
Chloride
Sulfate
Oxalate
Phosphate
Thiosulfate
Thiocyanate
1,225.0
12,145.0
1,245.0
200.0
< 25
95.0
25.0
1,990.0
High
High
High
OK
OK
OK
OK
OK
Upper Limit
1,000.0
500.0
250.0
500.0
250.0
5,000.0
10,000.0
10,000.0
Lower Limit
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Heat Stable Salts
HSAS Neutralized, %
HSAS, wt%
IHSS, wt%
Total HSS, wt%
63.8840
1.5750
2.7860
4.3611
Low
Upper Limit
100
Lower Limit
80
OK
5.0
0.0
Soluble Metals - ppmw
Calcium
Chromium
Copper
Iron
Potassium
Sodium
Nickel
Upper Limit
Lower Limit
3.0
1.0
1.0
3.0
29.0
5,363.0
1.0
% HSS Neutralization Control Chart
180%
ucl X
HSS level, wt%
X=
lcl X
160%
% HSS Neutralization
140%
120%
100%
80%
60%
40%
20%
13-Feb-02
1-Sep-02
20-Mar-03
6-Oct-03
Date
23-Apr-04
9-Nov-04
Equipos de compra
• ECOTEC
– Resina patentada
– Remoción de STE
– Remoción de Bicina
• MPR
–
–
–
–
Resina Patentada
Remoción de STE
Remoción de Bicina
Remoción de Hidrocarburos
Ecotec Unit
- Compact
Unit
- Continuous
Operation
- High
Operator
Involvement
- Anion only
removal
MPR AmineSheild™ Slip Stream Unit
- Hydrocarbon
Removal
- HSS removal
- Suspended
Solids Removal
- Continuous
Operation
- MPR
monitored ???
Cual es la mejor Opción?
• R: Técnicamente Todas
• La mejor opción solo será la de menor costo
• Factores a evaluar
– Tamaño del sistema
– Velocidad de formación de los contaminantes
– Renta o Compra de Equipo
Efecto STE + Altas Cargas
Amina
• Formación de FeS
– Exponencial
• Opciones
– Tratar el problema desde la raíz
– Cambio de solvente, mas capacidad + Atención
de STE
Carga Amina Rica "Calculda" (Sinconsiderar las STE)
0.4000
Maxima Carga en
T9 = 0.40m/m
0.3500
0.3000
0.2500
0.2000
0.1500
0.1000
0.0500
0.0000
24-Dec-05
3-Jan-06
13-Jan-06
23-Jan-06
2-Feb-06
Carga Amina [mol/mol]
Carga T8 [mol/mol]
12-Feb-06
22-Feb-06
4-Mar-06
Cargas de Amina Rica "Calculada" (Sinconsiderar las STE)
0.7000
0.6000
Carga amina rica [mol/mol]
0.5000
0.4000
Maxima Carga en
T9 = 0.38m/m
0.3000
0.2000
0.1000
0.0000
29-Dec-05
8-Jan-06
18-Jan-06
28-Jan-06
Carga T9 [mol/mol]
7-Feb-06
17-Feb-06
27-Feb-06
Cargas de Amina T8 (Efecto de las STE)
0.4500
Maxima Carga en
T9 = 0.40m/m
0.4000
Carga de Amina [mol/mol]
0.3500
0.3000
0.2500
0.2000
0.1500
0.1000
0.0500
0.0000
24-Dec-05
3-Jan-06
13-Jan-06
23-Jan-06
Carga T8 (STE) [mol/mol]
2-Feb-06
12-Feb-06
Carga T8 [mol/mol]
22-Feb-06
4-Mar-06
Cargas de Amina Rica (Efecto STE)
0.9000
0.8000
Carga de Amina [mol/mol]
0.7000
0.6000
0.5000
0.4000
Maxima Carga en
T9 = 0.38m/m
0.3000
0.2000
0.1000
0.0000
24-Dec-05
3-Jan-06
13-Jan-06
23-Jan-06
Carga T9 (STE) [mol/mol]
2-Feb-06
12-Feb-06
Carga T9 [mol/mol]
22-Feb-06
4-Mar-06
Oxidación del acero al carbón por
H2S
Fuerzas físicas y químicas removiendo
la capa de pasivacion de FeS
Mecanismo de Cracking y
Ampollamiento del acero al carbón por
H2S disuelto.
Muestra DEA planta FCC-1
Video, Sulfuro de Fe
Energia-2
140
140
120
120
Energia Vapor (MMBTU/h)
100
100
80
80
60
60
40
40
20
20
0
7-Jul-05
0
26-Aug-05
15-Oct-05
Energia (MMBTU/h)
4-Dec-05
Fecha
Temp Domo Regen (C)
23-Jan-06
Ensuciamiento en Rehervidor
180
2
160
1.8
1.6
Energia Rehervidor (MMBTU/h)
140
1.4
120
1.2
100
1
80
0.8
60
0.6
40
0.4
20
0.2
0
7-Jul-05
0
6-Aug-05
5-Sep-05
5-Oct-05
Energia (MMBTU/h)
4-Nov-05
Fecha
4-Dec-05
3-Jan-06
mol/mol Amina Rica tren 1
2-Feb-06
4-Mar-06
Concentracion % DEA
40.00
35.00
30.00
%w
25.00
20.00
15.00
10.00
5.00
0.00
27-Jun-05
27-Jul-05
26-Aug-05
25-Sep-05
25-Oct-05
% DEA
24-Nov-05
24-Dec-05
23-Jan-06
“FeS” & capacidad, Un problema cíclico
Mas H2S de lo esperado
Los absorbedores de Amina en equilibrio
Formacion FeS + Efecto de las STE
Incrustacion del Equipo de trasferencia de
calor, Reboilers, Intercambiadores…..
Menor capacidad para
remover H2S
Incremento de la temperatura
de la amina pobre
decrecimiento de la capacidad
de carga de la amina.
(Espumacion / Perdida Amina )
Perdida de capacidad para
regeneracion de la amina.
Gracias