Tesoro Hawaii Refinery Hydrogen Plant Amine Unit Operations
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MDEA elimina problemas de corrosión en plantas endulzadoras AVPG XVI Conferencia Internacional de Gas Mayo 25 - 27, 2004 Randy Kuroda & Ulises Cruz GAS/SPEC Technology Group 2 Agenda La Refinería Tesoro Hawaii Historia de la planta de aminas Cambios operacionales y químicos Operación actual Resumen Refinería Tesoro Kapolei 20 millas al oeste de Honolulu 1972 as PIR Capacidad: 95,000 BPD Productos: Gasolina, Diesel, Jet Fuel, Nafta ligera, Asfalto, Propano Operaciones: Destilación, Hidrocracker, Destilación al vacío, Reformación Catalítica, Visbreaker 3 4 Sistemas de aminas en Kapolei Sistema principal de aminas ¾ Retirar H2S del de gas combustible y LPG, recuperar azufre en una unidad Claus ¾ Unidad de Gas de Cola. ¾ Recircular el H2S hacia la unidad Claus Planta de Hidrógeno ¾ Retirar el CO2 de la corriente de Hidrógeno. ¾ El CO2 es usado en tanques de almacenamiento PRODUCT H2 to METHANATOR Sistema de Endulzamiento de la corriente de H2 5 CO2 SWEET GAS CONDENSER LEAN AMINE COOLER LEVEL CONTROL VALVE LEAN/RICH EXCHANGER STRIPPER OUTLET SEPARATOR ABSORBER LEAN SOLVENT REFLUX ACCUMULATOR SYN GAS RICH SOLVENT STEAM REBOILER CARBON FILTER INLET SEPARATOR SYN GAS SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS Sistema de Endulzamiento de la corriente de H2 6 PRODUCT H2 to METHANATOR CO2 SWEET GAS CONDENSER LEAN AMINE COOLER LEVEL CONTROL VALVE LEAN/RICH EXCHANGER STRIPPER OUTLET SEPARATOR ABSORBER LEAN SOLVENT REFLUX ACCUMULATOR SYN GAS RICH SOLVENT STEAM REBOILER CARBON FILTER INLET SEPARATOR SYN GAS SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS 1. Historia de la planta de aminas, en la unidad de H2 1982: 30 Wt% MEA inhibida ¾ 18 MMPCSD Hidrógeno (Requerimientos) ¾ 700 GPM flujo de amina (Requerimientos) ¾ Inhibidor de corrosión base Vanadio ¾ Recuperador de amina “reclaimer” zSeguridad / Operación cuestionables zAltas perdidas de amina zEmpleo de vapor 7 2. Historia de la planta de aminas, en la unidad de H2 1987: Solvente formulado base MDEA ¾ Eliminación del uso de inhibidor de corrosión ¾ Eliminar el uso del recuperador “reclaimer” 1991: GAS/SPEC CS-Plus ¾ Reducción de corrosión / incrustamiento 1997 - 1999: Proyecto para resolver ¾ Corrosión / Incrustamiento 8 Problemas de Corrosión/Incrustamiento PRODUCT H2 to METHANATOR 9 CO2 SWEET GAS CONDENSER LEAN AMINE COOLER LEVEL CONTROL VALVE LEAN/RICH EXCHANGER STRIPPER OUTLET SEPARATOR ABSORBER LEAN SOLVENT REFLUX ACCUMULATOR SYN GAS RICH SOLVENT STEAM REBOILER CARBON FILTER INLET SEPARATOR SYN GAS SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS 10 Intercambiador Amina / Amina Amina Pobre (coraza) “corrosión” Problemas de Corrosión/Incrustamiento PRODUCT H2 to METHANATOR 11 CO2 SWEET GAS CONDENSER LEAN AMINE COOLER LEVEL CONTROL VALVE LEAN/RICH EXCHANGER STRIPPER OUTLET SEPARATOR ABSORBER LEAN SOLVENT REFLUX ACCUMULATOR SYN GAS RICH SOLVENT STEAM REBOILER CARBON FILTER INLET SEPARATOR SYN GAS SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS 12 Intercambiador Amina / Amina Amina Rica (tubos) “incrustación carbonato de hierro” Problemas de Corrosión/Incrustamiento PRODUCT H2 to METHANATOR 13 CO2 SWEET GAS CONDENSER LEVEL CONTROL VALVE LEAN AMINE LEAN/RICH EXCHANGER COOLER SYN GAS RICH SOLVENT SYN GAS REFLUX ACCUMULATOR STEAM REBOILER CARBON FILTER INLET SEPARATOR STRIPPER OUTLET SEPARATOR ABSORBER LEAN SOLVENT SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS 14 Torre Regeneradora Incrustación en el domo, platos de lavado y empaque. Problemas de Corrosión/Incrustamiento PRODUCT H2 to METHANATOR SWEET GAS LEVEL CONTROL VALVE LEAN/RICH EXCHANGER STRIPPER ABSORBER OUTLET SEPARATOR CO2 CONDENSER LEAN SOLVENT LEAN AMINE COOLER 15 REFLUX ACCUMULATOR SYN GAS RICH SOLVENT CARBON FILTER INLET SEPARATOR SYN GAS Booster Pump STEAM REBOILER SYNGAS REBOILER LEAN SOLVENT SYN GAS from LTS 16 Acciones para atender la corrosión Metalúrgicas ¾ Empleo de acero 316L en el intercambiador amina/amina ¾ 2/3 de la superficie total de acero al carbón Química de la solución ¾ Filtración con carbón activado Retirar productos de degradación z Solo 5% del flujo se filtraba, (10-25% Recomendado) ¾ Altas perdidas de amina ¾ baja eficiencia de regeneración por incrustamiento ¾ Solo dilución de los productos de degradación. z 17 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 18 600 Resultados de los cambios - Fe 500 316L Cross Exchanger Bundle Installed 300 Avg = 164 200 Avg = 46 100 Jan-99 Jan-98 Jan-97 Jan-96 Jan-95 Jan-94 Jan-93 Jan-92 0 Jan-91 Fe [ppmw] 400 19 Monitoreo de la corrosión - Cupones 200 Lean Rich 180 Altas velocidades de corrosión 140 120 100 80 60 40 20 4/1/98 3/3/98 2/4/98 1/6/98 11/14/97 10/8/97 9/2/97 8/1/97 7/10/97 6/10/97 0 4/14/97 Corrosion Rate [mpy] 160 Resultados de los cambios intercambiador amina / amina No Corrosión en Tubos 316LSS Corrosion por pitting en la cara 20 21 Proyecto - cambio de solvente Estabilidad en el aditivo ¾ Baja degradación ¾ Baja corrosión ¾ Bajas perdidas de amina GAS/SPEC CS-2020 desarrollo para remoción de CO2 22 Pruebas de corrosion Laboratory Autoclave Testing 58 mpy 60 Corrosion Rate 50 40 30 20 5 mpy 10 1 mpy 0 1st MDEA-Based CS-Plus Solvent CS-2020 23 Cambio de producto a CS-2020 Pros para el cambio de la solución ¾ Reducción en la corrosión. ¾ No inversión en compra de equipo o modificaciones. ¾ No cambios en metalurgia o recubrimientos ¾ Incremento de producción ¾ Atención del incrustamiento (regenerador) ¾ Reducción de perdidas de amina Contras para el cambio de la solución ¾ Costo de disponer de la solución anterior La planta se convirtió en Agosto de 1999 24 Resultados - cambio de solvente Lecturas de corrosión en cero Hierro en solución < 10 ppmw No existe incrustación Mayor capacidad de producción ¾ CS-Plus = 16.7 MMSCFD/Day ¾ CS-2020 = 19.5 MMSCFD/Day Jul-01 Apr-01 Jan-01 Oct-00 Jul-00 Apr-00 250 Jan-00 Oct-99 Jul-99 Apr-99 Jan-99 Corrosion Rate [mpy] Resultados probetas de corrosión 300 Conversion to CS-2020 200 150 100 50 0 25 26 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 27 Resultados - Empaque, Regenerador Antes 28 Resultados - Empaque, Regenerador Despues 29 0.075 Cargas pobres de CO2 - Antes 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 30 Results - CO2 Loading 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 31 Resultados - Perdidas de Amina Theoretical Additive Vaporization Losses at 120 F Absorber Temp Lbs per MMscf Gas Processed 100 Piperazine CS-Plus Additive CS-2020 Additive 10 1 10 100 Absorber Pressure, psia 1000 32 Resultados - Perdidas de amina Make-Up [Lbs/MMSCF] Total Solvent and Additive Make-Up 15 14 13 12 11 10 9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 Additive Solvent 4 lbs/MM 10 lbs/MM 0.3 lbs/MM 2.9 lbs/MM CS-Plus CS-2020 33 Resumen de productos empleados La corrosión es una preocupación grande en servicios de CO2 (sin H2S) Metalurgia recomendada ¾ Acero Inoxidable en áreas clave Filtracion es critica ¾ Remover los productos de degradación ¾ 10-25% corriente Importante mantener setpoints amina pobre ¾ cargas de amina pobre < 0.015 m/m Altas perdidas de amina 34 Resumen de la operación, CS-2020 Gas de Entrada MMSCFD PSIA °F Mole % CO2 Condiciones del Solvente Concentración de Amina GPM °F Pobre, mol/mol CO2 MEA (Diseño) 2a Generación Solvente GAS/SPEC CS2020 15.0 202 110 22.0 16.7 202 117 23 19.5 202 121 23 30 50 50 500 110 0.150 519 109 0.021 511 112 0.013 35 Resumen de la operación, CS-2020 Cambio de producto a GAS/SPEC CS-2020 Aditivo muy estable ¾ Corrosión / incrustación fue eliminada ¾ no mas paros de planta no planeados ¾ disminución en mantenimiento e inversion Disminución en perdidas de amina ¾ Aditivo = 8% del consumo anterior ¾ Total producto = 23% del producto anterior Gracias Ulises Cruz & Randy Kuroda GAS/SPEC Technology Group INEOS LLC Bob McKaig & Jon Taketa Tesoro Kapolei Refinery Tesoro Corp. 37 Preguntas
