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REMOCIÓN DE H2S EN EL VENTEO DE CO2 DE UNA PLANTAS DE AMINAS
AUTORES: FEDERICO PATTI – FRANCISCO SANCHEZ CARELLI
2das Jornadas Técnicas sobre Acondicionamiento del Gas Natural
30/03/08 al 03/10/08 – El Calafate, Santa Cruz - Argentina
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NO VAMOS A PRESENTAR UNA NUEVA TECNOLOGIA
VAMOS A PRESENTAR UN NUEVO USO DE UNA TECNOLOGIA EXISTENTE
OBJETIVO DEL TRABAJO
PRESENTAR UNA APLICACIÓN QUE PERMITE REMOVER EL H2S DEL VENTEO DE CO2 DE
UNA PLANTA DE AMINAS
REMOCIÓN DE H2S EN EL VENTEO DE CO2 DE UNA PLANTAS DE AMINAS
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Problemática del CO2 en el Gas
Remoción de CO2 por aminas
H2S en el venteo de CO2
Restricciones que debe enfrentar una tecnología de remoción de H2S en el venteo de CO2 de una planta de aminas
Tecnología Sulfatreat
Compañía MEGA Bahía Blanca
Sulfatreat para el venteo de CO2 de una planta de aminas
AGENDA
REMOCIÓN DE H2S EN EL VENTEO DE CO2 DE UNA PLANTAS DE AMINAS
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Problemas en etapas de tratamiento, transporte y distribución
Corrosión en presencia de agua libre (H2CO3)
Reducción del poder calorífico
Disposiciones del ENARGAS: limita a un 2% el máximo contenido de CO2 para consumo y/o transporte
PROBLEMÁTICA DEL CO2 EN EL GAS
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Existen varias tecnologías de remoción de CO2 para escala industrial:
Membranas Aminas Híbridas Lechos Sólidos PSA
Aminas tecnología óptima para CO2.entrada 20% y CO2.salida < 2%
REMOCIÓN DE CO2 POR AMINAS
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REMOCIÓN DE CO2 POR AMINAS
Diagrama de Flujo Planta de Aminas – Fuente GPSA
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H2S EN EL VENTEO DE CO2
Alto contenido de H2S en el gas de entrada de la planta de aminas
H2S se absorbe y desorbe en la amina de igual manera que el CO2
El H2S se arrastrará a la corriente de venteo de CO2
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H2S EN EL VENTEO DE CO2
CO2 + H2S
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H2S EN EL VENTEO DE CO2
En bajas cantidades, el H2S en el venteo puede sentirse como un simple olor a huevo podrido
En altas dosis, puede llegar a ser letal (riesgo de muerte a 500 ppm) tanto a operadores como a poblados vecinos
Legislación Nacional de Residuos Peligrosos (Ley 24051 y Decreto 831/93) limita el contenido de H2S en cualquier venteo a 7,5 ppmV
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H2S EN EL VENTEO DE CO2
Alternativas para reducción del nivel de riesgo por presencia de H2S en el venteo
Cálculo de dispersión con la altura del venteo como variable de ajuste
Remoción del H2S
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RESTRICCIONES A LA TECNOLOGIA
Convertir el H2S en un residuo no tóxico
Ser compatible con una composición 100% CO2(selectividad y no-inhibición) y saturación de agua
Aplicable a corrientes de muy baja presión (atm)
Manejar eficientemente picos y valles en las condiciones de operación (caudal, composición de H2S, etc.)
Mínimo costo de instalación y operativo
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SULFATREAT
Tecnología para remoción de H2S mediante reacción química REDOX
Reactores cargados con un lecho sólido donde se produce la reacción química
Reacción irreversible reactivo agotable
Fex Oy + SH2 Fe2 S + H2O
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SULFATREAT
Instalación básica y muy sencilla
Bomba de inyección de agua Separador de agua libre e hidrocarburos Reactor
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SULFATREAT
Configuración del reactor
Serie / Paralelo Flujo descendente Entrada y Salida
acodada Soportes de Lecho
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SULFATREAT
Recambio del reactivo luego de períodos entre 1 y 3 años
Duración es función del volumen de reactivo y de las condiciones de proceso
Residuo no peligroso disponible de diversos métodos:
En el suelo Mejorador de caminos Con los fondos de tanques En relleno sanitario Como carga para ladrillos
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SULFATREAT
Rango óptimo del Sulfatreat
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SULFATREAT
0 ppm de contenido de H2S en la corriente de descarga durante la mayor parte de la vida util del reactivo
Aplicación habitual del Sulfatreat en Argentina: remoción de H2S en corrientes de gas natural
Aplicaciones procesando aproximadamente 4 MMSCMD en la cuenca Neuquina y del Golfo San Jorge
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MEGA BAHÍA BLANCA
Fraccionamiento del etano, propano y butano provenientes de Loma La Lata
Planta de aminas para remoción del CO2 de la corriente de etano
Compromiso por reducir las emisiones de H2S en el venteo de CO2 de la planta de aminas
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MEGA BAHÍA BLANCA
SULFATREAT SELECCIONADO COMO LA ÓPTIMA TECNOLOGIA PARA REMOCIÓN DE H2S EN LA PLANTA DE AMINAS DE
MEGA EN BAHÍA BLANCA
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MEGA BAHÍA BLANCA
Condiciones de Diseño
Eran esperable altas variabilidades de caudales y composición de entrada de H2S
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PARÁMETRO Valor
Caudal de Gas (Sm3/día) 230.000 Presión Entrada Mínima (Kg/cm2g) 0,63 Temperatura Entrada Mínima (ºC) 42 H2S Entrada Máxima (ppmV) 33,5 % CO2 98 Contenido de Agua (% saturación) Saturado
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MEGA BAHÍA BLANCA
Configuración seleccionada
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PARÁMETRO Valor
Cantidad de Reactores 2 Diámetro Interno (mm) 4.000 Altura entre Tangentes (mm) 10.000 Masa de Sulfatreat por Reactor (kg) 100.000 Duración Aproximada (Días) 1.000
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MEGA BAHÍA BLANCA
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MEGA BAHÍA BLANCA
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MEGA BAHÍA BLANCA
Puesta en marcha: Diciembre 2007
Desde entonces hasta la fecha, las mediciones de H2S en la corriente de venteo se mantuvieron por debajo de la tolerancia del instrumento de medición (menor a 0,2 ppmV)
Primer recambio de lecho previsto para fines del 2010
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CONCLUSION
El Sulfatreat es una tecnología que permite remover eficientemente el H2S de una corriente de venteo de CO2 de una planta de aminas
Puede manejar variaciones en caudal, composición y trabajar sin inconvenientes a presiones casi atmosféricas
De este modo, se reducen los riegos a los operadores y poblados vecinos por presencia de H2S en el aire
La solución es perfectamente replicable para el venteo de permeado de una planta de membranas
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MUCHAS GRACIAS POR SU ATENCION
¿PREGUNTAS? ¿CONSULTAS?
Federico PattiFrancisco Sánchez Carelli
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