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Planteamientos generales endulzamiento
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Planteamientos GeneralesEndulzamiento
Guillermo Medda – Brenntag ArgentinaI. 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)
SWEET GAS
SOUR GAS
INLET SEPARATORRICH-LEAN
HEAT EXCHANGER
ACID GAS
FLASH GAS
REFLUXDRUM
FLASH DRUM
REBOILER
FILTER SECTION
ABSORBERREGENERATOR
-STRIPPER
Cargas de Amina
Rich Loading 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
–
HN - 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
–
HN - (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,
ConcentracionesMEA 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 (mm/yr)• 30wt% MEA 32 (0.81)• 50wt% DEA 25 (0.63)• 15wt% MEA 13 (0.33)• 20wt% DEA 8 (0.20)• 50wt% GAS/SPEC CS-1 4 (0.10)• 50wt% GAS/SPEC SS 3 (0.08)• 50wt% GAS/SPEC CS-3 3 (0.08)• 30wt% GAS/SPEC SS 2 (0.05)• 50wt% GAS/SPEC CS-2000 1 (0.05)
Reacciones en el absorbedorR2-NH + H2S < ===== > R2-NH [H] + HS - - 1 [ 1as, 2as, 3as]
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 - - - - 3c
CO2 + H2O + R3-N < ===== > R3-NH + HCO3 - - - 3 efecto neto [1as, 2as, 3as]
Mecanismo de Reacción
CH2CH2OH HOCH2CH2
CH3N + H2S CH3NH + HS-
CH2CH2OH HOCH2CH2
(MDEA)
CH2CH2OH
CH3N + CO2 NO REACCIONACH2CH2OH
(MDEA)
MDEA no reacciona directamente con el CO2
CO2 + H2O H+ + HCO3-
CH2CH2OH HOCH2CH2
CH3N + H2CO3 CH3NH+ + HCO3-
CH2CH2OH HOCH2CH2(MDEA)
Mecanismo de Reacción
Sorption & ReactionH2S
H2S
HS-
R3N
R3NH+
CO2
CO2-H2O
HCO3-
R3N
R3NH+
Absorption & Reaction(ABSORBER)
H2S
H2S
HS-
R3N
R3NH+
Absorption
Reaction generates heat
Reverse Reaction & Desorption(STRIPPER)
H2S
H2S
HS-
R3N
R3NH+
Desorption
ReverseReaction
heat needed
stripping gas needed
Propiedades físico químicas
Heat of Reaction Concentration (BTU/Lb H2S) (BTU/Lb CO2)MEA 20% 650 820DEA 30% 493 650DGA 50% 674 850DIPA 40% 530 750GAS/SPEC SS 50% 450 577GAS/SPEC CS-3 50% 453 581GAS/SPEC CS-1 50% 467 606GAS/SPEC CS-Plus 50% 493 650
Stripper/Reboiler
WASH TRAYS
STEAM VAPORS
COMBINED REFLUX
& MAKE-UP H2O
210 ° F 10 PSIGREFLUX DRUM
ACID GAS & H2O VAPOR
ACID GAS CONDENSER
222 °F RICH AMINE FROM EXCHANGER
LIQUID FEED
LEAN AMINE
STRIPPING TRAYS
REBOILER
STRIPPERHEAT SOURCE
252 ° F 12 PSIG
120 ° F 9 PSIG
REFLUX H2O
MAKE-UP H2O
ACID GAS 120 ° F 8 PSIG
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 20% 3 3DEA 30% 2 2DIPA 40% 2 2DGA 50% 1.6 1.6GAS/SPEC SS 50% 1.2 .8GAS/SPEC CS-2000 50% 1 .5
Reflux Ratio Correlación
REF
LUX
RA
TIO 6 psig
8 psig
10 psig
12 psig
14 psig
16 psig
Pressures taken at stripper overhead
190 200 210
Barometric Pressure = 14.696 psi
2.5 –
2.0 –
1.5 –
1 –
0.5 –
0 –
180 240
OVERHEAD TEMPERATURE
230220
Amine Comparison
0
200
400
600
800
1000
1200
15%MEA
30%DEA
50%CS-3
Circulation RateReboiler Duty
CIR
CU
LATI
ON
RA
TE
(GPM
)
REB
OIL
ER D
UTY
(M
MB
TU /
HR
)
120
100
80
60
40
20
0
56 MMSCFD at 500 PSIA1.6% H2S in –> 4 PPM Out7.4% CO2 in –> Varied Out
Equivalencias en flujo de Amina
• 1459 GPM, MEA
• 538 GPM, DEA
• 471 GPM, DGA
• 409 GPM, DIPA
• 286 GPM, MDEA
• 15%w MEA [0.15 - 0.3]
• 30%w DEA [0.05 - 0.4]
• 50%w DGA [0.06 - 0.3]
• 50%w DIPA [0.05 - 0.4]
• 50%w MDEA [0.002-0.45]
Comparación rápida
P ro d u c t C o rro s io n A m in eS tren g th
A c id G asC ap ac ity
G A S /S P E C L o w 50% H ig h
D E A M ed iu m 30% M ed iu m
M E A H ig h 15% L o w
D G A V aries 50% H ig h
Comparación rápida (Cont.)
P ro d u ct S erv ice R ec la im in g R eb o ile rD u ty
G A S /S P E C H ig h N o L o w est
D E A N o n e N o M ed iu m
M E A N o n e Y es H ig h
D G A N o n e Y es V aries
Modulo II
Proceso Girbotol
Ivan Ulises Cruz TorresT: 1-979-415-8508M:1-713-444-5461email: ulises cruz@ineos com
Planta De Endulzamiento De Gas Natural
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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 TorresT: 1-979-415-8508M:1-713-444-5461email: 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 recomendacionesexisten para evitarproblemas 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 TemperaturaDesempeño en la absorción del CO2
Estabilidad del sistema
Control de la corrosion
Interpretacion del PerfilCO2 Loading Amine Temperature
Max Temperature should be <185F
La amina es enfriada por el gas de entrada
El perfil no debe de ser lineal en ningún momento
Interpretación del PerfilLa 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)
0,0°C
90,0°C
0
20
40
60
80
LI01: 65,9°C
LI02: 71,8°C
LI03: 82,4°C
0,0°C
90,0°C
0
20
40
60
80LI01: 88,5°C
LI02: 80,9°C
LI03: 78,9°C
20,0°C
200,0°C
50
100
150
200
LI01: 71,4°C
LI02: 91,1°C
LI03: 95,9°C
20,0°C
200,0°C
50
100
150
200LI01: 91,3°C
LI02: 95,7°C
20,0°C
200,0°C
50
100
150
200
LI01: 97,1°C
LI02: 80,6°C
Absorbedores Trabajando en Equilibrio
Indicaciones de que se ha alcanzado el equilibrio
AMINE IN
AMINE
CONTACTOR
GAS OUT
La temperatura de salida de gas < 2C respecto de la Temp. de Amina pobre.
Perfil de temperatura lineal.
Especificaciones de gas > 1000ppm CO2
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?
Exercise - 1Regenerator Performance
"Experimental Data"
0
0.005
0.01
0.015
0.02
0.025
0.03
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
Operating RR, mol/mol
Lean
Am
ine
Load
ing,
mol
/mol
Lean Loading mol/mol
Amina Rica / Efecto en tanque flash
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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 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 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
Amina Rica / Intercambiador amina amina
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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
AMINA POBRE
FLUJO DE AMINAS
RIC
H
RIC
H
LEAN
LEAN
AMINA POBRE
AMINA RICA
AMINA RICA
JUNTA DE GOMA
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
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
190 200 210 220 230 240 250
Temperatura de Salida, °F
% C
O2
flash
eado
a22
.7 p
sia
Amina 30 wt%
Amina 50 wt%
Problemas de operación 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
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Corrosión en el domo del regenerador
Corrosión en el rehervidor
Corrosión y altas ppm H2S - CO2
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”
ConcentraciónMEA 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 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 Materia
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Problemas de operación por flujo de amina
Altas ppm H2S - CO2
Corrosion en linea amina rica
Reversibilidad de la reacción a 185F
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
PLATOS DE LAVADO
VAPOR DE AGUA
99 ° C 0.7 kg/cm2
TANQUE DE
REFLUJOGASES ACIDOS Y VAPOR DE AGUA
CONDENSADOR DE GASES
ACIDOS
96 °C AMINA RICA DEL
INTERCAMBIADOR
AMINA
AMINE POBRE
PLATOS
REHERBIDORA
REGENERADORAFUENTE DE CALOR
127 ° C 0.8kg/cm2
49 °CF .06 kg/cm2
AGUA DE REFLUJO
AGUA DE ADICION
GASES ácidos 49 ° C 0.5 kg/cm2
Presion
Temperatura
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
PLATOS DE LAVADO
VAPOR DE AGUA
99 ° C 0.7 kg/cm2
TANQUE DE
REFLUJOGASES ACIDOS Y VAPOR DE AGUA
CONDENSADOR DE GASES
ACIDOS
96 °C AMINA RICA DEL
INTERCAMBIADOR
AMINA
AMINE POBRE
PLATOS
REHERBIDORA
REGENERADORAFUENTE DE CALOR
127 ° C 0.8kg/cm2
49 °CF .06 kg/cm2
AGUA DE REFLUJO
AGUA DE ADICION
GASES ácidos 49 ° 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 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 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
Ref
lux
Rat
io
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 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 ppmH2S / 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)
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
H2S
en
Equi
librio
(con
cent
raci
on p
rede
cida
), pp
mv
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*
SSTM
Sample 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 operación 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
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Sulfato el carbón activado
Altas ppm H2S / CO2
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 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]
H2S
Out
let C
once
ntra
tion
[ppm
v]
110F120F130F
Specification = <4 ppm
Equal CO2 loading used in calculations.
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 TorresT: 1-979-415-8508M:1-713-444-5461email: 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 suestado natural no tienden a espumar
• La espuma es un fenómeno de superficie
• Principalmente solidossupendidos totales
Espumación
• Entrada al filtro
• Salida del filtro
• principalmente solidossupendidos totales
Espumación
• Entrada al filtro
• Salida del filtro
• principalmente solidossupendidos totales
Planta de Endulzamiento de Gas Natural
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
CONTAMINANTES
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACCUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS AMARGO
GAS
REHERBIDORA
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
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
GAS ENTRANTE
DESPERDICIO
AMINA ENTRANTE
GAS SALIENDO
SEPARADOR DE GAS DULCE
SEPARADOR DE GAS AMARGO
FILTRO/SEPARADOR
AMINA
AMINADESPERDICIO
CONTACTORA
Intercambiador de Gas Entrante/Salida
Diagrama de Espumación
CLEAR FLUID
TRAY BELOW
DOWNCOMER APRON
ACTIVE LENGTH
A d
= D
OW
NC
OM
ER A
REA
TRAY ABOVE
POSSIBLE SPLASH BAFFLE
A d
= D
OW
NC
OM
ER A
REA
A a = ACTIVE OR BUBBLING AREA
FROTH
A B C D
ht
ht
how
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 carbónSALIDA DE GASES
ENTRADA DE AMINA
SALIDADE AMINA
PDI
#5 FILTRAN SUPPORT MEDIA
CARBON ACTIVADO
#4 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 carbonesta agotado?
Filtration SystemRICH AMINE
LEAN AMINE
TO ABSORBER
CARBON FILTER
10 µMECHANICAL
FILTER
CROSSEXCHANGER
5 µMECHANICAL
FILTER
LEAN AMINE COOLER
Anti-espumante
Tipos de AntiespumantesPolyglicol (100 ppmw) - RecommendadoSilicon (25 ppmw) - Puede salir de solución y lo remueve los filtrosSobre adición de antiespumante puede causar espumamiento
Puntos de adiciónAntes de cada Torre (Contactora y Regeneradora)Después del Filtro de Cárbon
Si el espumamiento ocurre el la regeneradora ---> Purgan el Reflujo
Modulo V
Degradación de las aminas
Ivan Ulises Cruz TorresT: 1-979-415-8508M:1-713-444-5461email: ulises cruz@ineos com
Contaminantes
Por que Identificarlos y Estudiarlos
Gas fuera de especificacionesDegradación de las solucionesEspumaPerdidas de aminaCorrosiónIncrustación
Fuentes de los Contaminantes
Gas Amargo InsolubleSoluble
Agua y Productos QuímicosReacciones Secundarias
Contaminantes (gas amargo)
CONTAMINANTES
GAS AMARGO REHERBIDOR
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
O2CO
HCNNH3 Particulas
SólidasHidrocarburos
AcidosOrgánicos
AGUA
Contaminantes (Agua y Químicos)
CONTAMINANTES
GAS AMARGO REHERBIDOR
GAS DULCE
GAS DULCE
AMINA POBRE
FILTRO DE CARBON
SOLVENTE
GAS AMARGO
HIDROCARBUROS LIQUIDOS
AMINARICA
AMINA POBRE
REFLUJO
H2SCO2
H2SCO2H2O
SEPARADOR
ACUMULADOR
FILTRO MECHANCO
INTERCAMBIADOR AMINA/AMINA
SURGE TANK
Tanque de Flash
SEPARADOR
REG
ENER
AD
OR
A
CO
NTA
CTO
RA
GAS
CONDENSADOR
ENFRIADOR
AMINA RICA
Particulas SólidasCl- SulfatosNa+ Fosfatos
Mg+2
Ca+2
AGUA
Tipos de Degradación
Degradación de Aminas
• Por CO2 +Temp=> . .Comp Orgánicos
• Por Oxígeno => . .Amina
• Por Oxígeno => . . ácidos Carboxílicos
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
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N OCO
HO-CH2-CH2
NCOO•
HO-CH2-CH2HO-CH2-CH2
NHHO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-O-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OH
HO-CH2-CH2
N-CH2-CH2-NH-CH2-CH2-OHHO-CH2-CH2HO-CH2-CH2
NHHO-CH2-CH2
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N NHCH2-CH2
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N N-CH2-CH2-OHCH2-CH2
HO-CH2-CH2
NH + CO2
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NH+COO•
HO-CH2-CH2
HO-CH2-CH2
NCOO• + H+
HO-CH2-CH2
CH2-CH2
HO-CH2CH2-N NHCO
HO-CH2-CH2
NHHO-CH2-CH2
Mecanismo de Degradación DEA
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
0
100
200
300
400
500
600
Jan-
91
Jan-
92
Jan-
93
Jan-
94
Jan-
95
Jan-
96
Jan-
97
Fe [p
pmw
] Avg = 164
Corrosión / Incrustamiento
SYN GAS from LTS
SWEET GAS
PRODUCT H2 toMETHANATOR
LEAN SOLVENT
CARBONFILTER
SYN GAS
RICH SOLVENT
LEAN SOLVENT
CO2
OUTLETSEPARATOR ACCUMULATOR
LEAN/RICHEXCHANGER
INLETSEPARATOR
AB
SOR
BER
SYN GAS
SYNGASREBOILER
CONDENSER
LEAN AMINECOOLER
STEAMREBOILER
STR
IPPE
R
REFLUX
LEVEL CONTROLVALVE
Intercambiador Amina / Amina
Amina pobre (coraza)
SYN GAS from LTS
SWEET GAS
PRODUCT H2 to METHANATOR
LEAN SOLVENT
CARBONFILTER
SYN GAS
LEAN SOLVENT
CO2
OUTLETSEPARATOR ACCUMULATOR
LEAN/RICHEXCHANGER
INLETSEPARATOR
AB
SOR
BER
SYN GAS
SYNGASREBOILER
CONDENSER
LEAN AMINECOOLER
STEAMREBOILER
STR
IPPE
R
REFLUX
LEVEL CONTROLVALVE
RICH SOLVENT
Corrosión / Incrustamiento
Intercambiador Amina / Amina
Amina rica (tubos)
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
190 200 210 220 230 240 250
Temperatura de Salida, °F
% C
O2
flash
eado
a 2
2.7
psia
Amina 30 wt%
Amina 50 wt%
SWEET GAS
PRODUCT H2 toMETHANATOR
LEAN SOLVENT
CARBONFILTER
SYN GAS
RICH SOLVENT
LEAN SOLVENT
CO2
OUTLETSEPARATOR ACCUMULATOR
LEAN/RICHEXCHANGER
INLETSEPARATOR
AB
SOR
BER
SYN GAS
SYNGASREBOILER
CONDENSER
LEAN AMINECOOLER
SYN GASfrom LTS
STEAMREBOILER
REFLUX
LEVEL CONTROLVALVE
STR
IPPE
R
Corrosión / Incrustamiento
Torre Regeneradora
Incrustacion en el domo, platos de
lavado y empaque
CH 3-NCH 2CH 2OH
CH 2CH 2OH
H
+X-
X- = acetate, formate, oxalate, thiocyanate, sulfate, Cl, etc.
Corrosión de la Sales Térmicamente de Aminas
• Generalmente las STEA resultan en una mayor corrosión.
• 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
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 )
CR
(mpy
)
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
INEOS LLC, Estudios de corrosión con STEA
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
Aceticacid
Formicacid
Formicacid
Glycolicacid
Oxalicacid
H2SO4 Malonicacid
Succinicacid
Anion
Car
bon
Stee
l Cor
rosi
on (M
PY)
250 ppm500 ppm1000 ppm5000 ppm10000 ppm
Dup
licat
e ru
n
Fuente de contaminantes de STEContaminant Sources
HSS Oxygen CO HCN SO2 HCl OthersAcetates X Acetic AcidFormates X X X Formic AcidOxalates X Oxalic AcidSulfates X Water
Thiocyanates XThiosulfates X X
Chlorides X Water
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
0
100
200
300
400
500
600
Jan-
91
May
-92
Sep
-93
Feb-
95
Jun-
96
Nov
-97
Mar
-99
Aug
-00
Dec
-01
May
-03
Sep
-04
Fe [p
pmw
]
CS-2020
Avg = 164
Avg = 46
Avg = 21
Avg = 13
Resultados - Empaque, Regenerador
Antes
Resultados - Empaque, Regenerador
1 ano Después
0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.0500.0550.0600.0650.0700.075
Jan-
91
Jan-
92
Jan-
93
Jan-
94
Jan-
95
Jan-
96
Jan-
97
Jan-
98
Jan-
99
CO
2 Le
an L
oadi
ng [m
ol/m
ol]
Target < 0.015
Cargas pobres de CO2 - Antes
Históricamente difícil de alcanzar el objetivo
0.0000.0050.0100.0150.0200.0250.0300.0350.0400.0450.0500.0550.0600.0650.0700.075
Jan-
91
May
-92
Sep
-93
Feb-
95
Jun-
96
Nov
-97
Mar
-99
Aug
-00
Dec
-01
May
-03
Sep
-04
CO
2 Le
an L
oadi
ng [m
ol/m
ol]
Target < 0.015 /
Change toCS-2020
Cargas pobres de CO2 - Después
Resultados - probetas de corrosión
0
50
100
150
200
250
300
Jan-
99
Apr
-99
Jul-9
9
Oct
-99
Jan-
00
Apr
-00
Jul-0
0
Oct
-00
Jan-
01
Apr
-01
Jul-0
1
Cor
rosi
on R
ate
[mpy
]
Conversionto CS-2020
Vacuum Distillation Unit
- Heavy Hydrocarbon Removal
- HSS removal
- Deg. Product Removal
- Non-continuous 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
- Non-continuous HSS Removal
MPR Onsite Reclaiming Unit
- Cation & Anion removal if needed
- Low operator involvement
- Non-continuous 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
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Na Acetate Na Formate Na Oxalate NaGlycolate
Na Sulfate Na2S2O3 NaMalonate
NaSuccinate
Anion
Car
bon
Stee
l Cor
rosi
on (M
PY)
500 ppm1000 ppm5000 ppm10000 ppm
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 - AnalyticalMonitoring
SOLVENT ANALYSIS
COMPANY: Unit: 708PLANT / UNIT: Refiner California
Sample Number 20021715A Sample Date 9/12/2002Amine Product GAS/SPEC* SSTM Received 9/17/2002Sample Opacity Cloudy Completed 9/20/2002Sample Color Amber Sample Source Lean
Anions - ppmw Upper Limit Lower LimitAcetate 1,225.0 High 1,000.0 0.0Formate 12,145.0 High 500.0 0.0Chloride 1,245.0 High 250.0 0.0Sulfate 200.0 OK 500.0 0.0Oxalate < 25 OK 250.0 0.0Phosphate 95.0 OK 5,000.0 0.0Thiosulfate 25.0 OK 10,000.0 0.0Thiocyanate 1,990.0 OK 10,000.0 0.0
Heat Stable Salts Upper Limit Lower LimitHSAS Neutralized, % 63.8840 Low 100 80HSAS, wt% 1.5750IHSS, wt% 2.7860Total HSS, wt% 4.3611 OK 5.0 0.0
Soluble Metals - ppmw Upper Limit Lower LimitCalcium 3.0Chromium 1.0Copper 1.0Iron 3.0Potassium 29.0Sodium 5,363.0Nickel 1.0
% HSS Neutralization Control Chart
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
13-Feb-02 1-Sep-02 20-Mar-03 6-Oct-03 23-Apr-04 9-Nov-04Date
% H
SS N
eutr
aliz
atio
n
ucl XHSS level, wt%X=lcl X
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)
0.0000
0.0500
0.1000
0.1500
0.2000
0.2500
0.3000
0.3500
0.4000
24-Dec-05 3-Jan-06 13-Jan-06 23-Jan-06 2-Feb-06 12-Feb-06 22-Feb-06 4-Mar-06
Carga Amina [mol/mol]
Carga T8 [mol/mol]
Maxima Carga en T9 = 0.40m/m
Cargas de Amina Rica "Calculada" (Sinconsiderar las STE)
0.0000
0.1000
0.2000
0.3000
0.4000
0.5000
0.6000
0.7000
29-Dec-05 8-Jan-06 18-Jan-06 28-Jan-06 7-Feb-06 17-Feb-06 27-Feb-06
Car
ga a
min
a ric
a [m
ol/m
ol]
Carga T9 [mol/mol]
Maxima Carga en T9 = 0.38m/m
Cargas de Amina T8 (Efecto de las STE)
0.0000
0.0500
0.1000
0.1500
0.2000
0.2500
0.3000
0.3500
0.4000
0.4500
24-Dec-05 3-Jan-06 13-Jan-06 23-Jan-06 2-Feb-06 12-Feb-06 22-Feb-06 4-Mar-06
Car
ga d
e A
min
a [m
ol/m
ol]
Carga T8 (STE) [mol/mol] Carga T8 [mol/mol]
Maxima Carga en T9 = 0.40m/m
Cargas de Amina Rica (Efecto STE)
0.0000
0.1000
0.2000
0.3000
0.4000
0.5000
0.6000
0.7000
0.8000
0.9000
24-Dec-05 3-Jan-06 13-Jan-06 23-Jan-06 2-Feb-06 12-Feb-06 22-Feb-06 4-Mar-06
Car
ga d
e A
min
a [m
ol/m
ol]
Carga T9 (STE) [mol/mol] Carga T9 [mol/mol]
Maxima Carga en T9 = 0.38m/m
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
0
20
40
60
80
100
120
140
7-Jul-05 26-Aug-05 15-Oct-05 4-Dec-05 23-Jan-06
Ener
gia
Vapo
r (M
MB
TU/h
)
0
20
40
60
80
100
120
140
Energia (MMBTU/h) Fecha Temp Domo Regen (C)
Ensuciamiento en Rehervidor
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
7-Jul-05 6-Aug-05 5-Sep-05 5-Oct-05 4-Nov-05 4-Dec-05 3-Jan-06 2-Feb-06 4-Mar-06
Ener
gia
Reh
ervi
dor (
MM
BTU
/h)
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
Energia (MMBTU/h) Fecha mol/mol Amina Rica tren 1
Concentracion % DEA
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
40.00
27-Jun-05 27-Jul-05 26-Aug-05 25-Sep-05 25-Oct-05 24-Nov-05 24-Dec-05 23-Jan-06
%w
% DEA
“FeS” & capacidad, Un problema cíclicoMas 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…..
Perdida de capacidad pararegeneracion de la amina.
Incremento de la temperaturade la amina pobredecrecimiento de la capacidadde carga de la amina.
Menor capacidad pararemover H2S
(Espumacion / Perdida Amina )
Gracias
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