planteamientos generales endulzamiento-guillermo medda – brenntag argentina

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


• 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


• 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


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


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

Planta de Endulzamiento de Gas Natural

GAS DULCE

GAS DULCE

AMINA POBRE

FILTRO DE CARBON

SOLVENTE

GAS AMARGO

CONTAMINANTES


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACCUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


AMINARICA

AMINA POBRE

REFLUJO

H2SCO2

H2SCO2H2O

SEPARADOR

ACUMULADOR

FILTRO MECHANCO


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


LEAN/RICHEXCHANGER

INLETSEPARATOR

AB

SOR

BER

SYN GAS

SYNGASREBOILER

CONDENSER

LEAN AMINECOOLER

STEAMREBOILER

STR

IPPE

R

REFLUX

LEVEL CONTROLVALVE

RICH SOLVENT


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


LEAN/RICHEXCHANGER

INLETSEPARATOR

AB

SOR

BER

SYN GAS

SYNGASREBOILER

CONDENSER

LEAN AMINECOOLER

SYN GASfrom LTS

STEAMREBOILER

REFLUX

LEVEL CONTROLVALVE

STR

IPPE

R


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


- HSS removal



Vacuum Distillation Unit


- 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]


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


Car

ga d

e A

min

a [m

ol/m

ol]

Carga T8 (STE) [mol/mol] Carga T8 [mol/mol]


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


Car

ga d

e A

min

a [m

ol/m

ol]

Carga T9 (STE) [mol/mol] Carga T9 [mol/mol]


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

planteamientos generales endulzamiento-guillermo medda – brenntag argentina

Documents