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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


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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


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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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CO2 + H2S


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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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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


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


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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