903-HM120-P09-GUD-087(endulzamiento)

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS

FECHA

DIC. 09

ELABORÓ Iniciales

OBJETO

Emisión Original

903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

AA

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REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

ABA/GP

MS/VPO

MJP/GP

SN/VPO

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Índice Página

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 10.1. 10.2. 10.3. 10.4. 11. 11.1. 11.1.1. 11.1.2. 11.2. 11.3. 11.3.1. 11.3.2. 11.3.3. 11.3.4. 11.3.5. 11.4. 11.4.1. 11.4.2. 11.4.3. 12. 12.1.1. 12.1.2. 12.1.3. 12.1.4. 12.1.5.

INTRODUCCIÓN...................... . .............................................. .................................................. .................................................. ........................... 4 OBJETIVOS ......................... ................................................... ................................................... ................................................... ............................. ... 4 USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ........................ . ................................................ ............................ ... 5 INEDON RELACIONADOS ........................ . ................................................. .................................................... ................................ ...... 5 ACRÓNIMOS, SIGLAS Y FÓRMULAS QUÍMICAS QUÍMICAS. ............................................. ............................................. 6 EXCEPCIONES........................ . ................................................. ................................................... .................................................. ......................... 8 LECCIONES APRENDIDAS. .................................................... .............................................................................. .............................. 9 DEFINICIONES GENERALES ........................ . ................................................ ................................................... .............................. 9 FLUJOGRAMA BÁSICO DE ESPECIFICACIÓN .. ............................................. ............................................. 19 PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS CON AMINA .. ............................ ............................ 22 22 Descripción del Proceso Básico ....................................................... ....................................................................... .................... 22 Modificaciones al Proceso Básico Bás ico .......................... .................................................... ............................................ .................. 26 Definición del Límite del Alcance ............................. ................................................... ............................................. ................... 27 Programas de Simulación.. Simulación ......................... ................................................ ................................................... ................................. ....... 29 CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA LA ESPECIFICACIÓN .. ....................... 30 Gas Ácido de Alimentación............................. ................................................... ................................................... ............................ ... 31 Composición ......................... .. ................................................. .................................................... ................................................... ........................... 31 Temperatura .......................... ................................................... ................................................... .................................................... .......................... 32 Contenido Máximo de los Componentes Ácidos en el Gas Dulce ........................ .................... 33 Amina ............................ ...................................................... ................................................... ................................................... .................................. ........ 33 Tipos de Aminas ........................... ................................................ .................................................. ............................................... ...................... 33 Reacciones de las Aminas con los Componentes Compone ntes Ácidos y Selectividad ............. ......... 39 Selección del Tipo de d e Amina ........................... .................................................... .................................................. ........................... 41 Pérdidas de Amina ......................... .. ................................................ ................................................... ........................................... ................. 42 Recuperación Térmica de la Amina ........................... ............................................... ........................................... ................... 43 Solución Acuosa de la Amina .......................... .............................................. ................................................. ............................. .... 45 Concentración de la Amina............................. ................................................... ................................................... ............................ ... 45 Flujo de Recirculación de Amina ............................ ...................................................... ............................................ .................. 45 Degradación de la Solución de Amina .......................... .............................................. ........................................ ................ 48 EQUIPOS ......................... .. ................................................ ................................................... .................................................... ............................... ..... 49 Torre Absorbedora .......................... .................................................. ................................................. ........................................... .................. 49 Tambor de Expansión de Amina Rica .......................... .. .................................................. ...................................... ............ 58 Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre ......................... .. ........................................ ................. 64 Torre Despojadora ............................. .................................................. .................................................. .......................................... ................. 65 Rehervidor de la Torre Despojadora .......................... .. ................................................. ........................................ ............... 70


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INTRODUCCIÓN...................... . .............................................. .................................................. .................................................. ........................... 4 OBJETIVOS ......................... ................................................... ................................................... ................................................... ............................. ... 4 USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ........................ . ................................................ ............................ ... 5 INEDON RELACIONADOS ........................ . ................................................. .................................................... ................................ ...... 5 ACRÓNIMOS, SIGLAS Y FÓRMULAS QUÍMICAS QUÍMICAS. ............................................. ............................................. 6 EXCEPCIONES........................ . ................................................. ................................................... .................................................. ......................... 8 LECCIONES APRENDIDAS. .................................................... .............................................................................. .............................. 9 DEFINICIONES GENERALES ........................ . ................................................ ................................................... .............................. 9 FLUJOGRAMA BÁSICO DE ESPECIFICACIÓN .. ............................................. ............................................. 19 PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS CON AMINA .. ............................ ............................ 22 22 Descripción del Proceso Básico ....................................................... ....................................................................... .................... 22 Modificaciones al Proceso Básico Bás ico .......................... .................................................... ............................................ .................. 26 Definición del Límite del Alcance ............................. ................................................... ............................................. ................... 27 Programas de Simulación.. Simulación ......................... ................................................ ................................................... ................................. ....... 29 CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA LA ESPECIFICACIÓN .. ....................... 30 Gas Ácido de Alimentación............................. ................................................... ................................................... ............................ ... 31 Composición ......................... .. ................................................. .................................................... ................................................... ........................... 31 Temperatura .......................... ................................................... ................................................... .................................................... .......................... 32 Contenido Máximo de los Componentes Ácidos en el Gas Dulce ........................ .................... 33 Amina ............................ ...................................................... ................................................... ................................................... .................................. ........ 33 Tipos de Aminas ........................... ................................................ .................................................. ............................................... ...................... 33 Reacciones de las Aminas con los Componentes Compone ntes Ácidos y Selectividad ............. ......... 39 Selección del Tipo de d e Amina ........................... .................................................... .................................................. ........................... 41 Pérdidas de Amina ......................... .. ................................................ ................................................... ........................................... ................. 42 Recuperación Térmica de la Amina ........................... ............................................... ........................................... ................... 43 Solución Acuosa de la Amina .......................... .............................................. ................................................. ............................. .... 45 Concentración de la Amina............................. ................................................... ................................................... ............................ ... 45 Flujo de Recirculación de Amina ............................ ...................................................... ............................................ .................. 45 Degradación de la Solución de Amina .......................... .............................................. ........................................ ................ 48 EQUIPOS ......................... .. ................................................ ................................................... .................................................... ............................... ..... 49 Torre Absorbedora .......................... .................................................. ................................................. ........................................... .................. 49 Tambor de Expansión de Amina Rica .......................... .. .................................................. ...................................... ............ 58 Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre ......................... .. ........................................ ................. 64 Torre Despojadora ............................. .................................................. .................................................. .......................................... ................. 65 Rehervidor de la Torre Despojadora .......................... .. ................................................. ........................................ ............... 70


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12.1.6. Condensador de la Torre Despojadora .......................... .. ................................................ .................................... ............ 73 12.1.7. Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora.. Despojadora .......................... .................................................. ............................. ... 74 12.1.8. Bombas del Tambor de Reflujo ........................ ................................................. .................................................. ......................... 75 12.1.9. Bombas del Amina Pobre ........................... ................................................. .................................................... ................................ ...... 76 12.1.10. Enfriador de Amina Pobre ......................... .. ................................................ ................................................... ................................ ...... 77 12.1.11. Filtro Mecánico de Amina Pobre .............................. .................................................... ............................................. ................... 79 12.1.12. Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre.. Pobre ............................ .................................................... ............................. ... 81 13. CORROSIÓN Y MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN ......................... .. .................................... ............. 82 13.1. Corrosión en las Unidades de Amina ......................... .. ............................................... ........................................ ................ 82 13.2. Materiales de Construcción Cons trucción ............................ .................................................. ................................................... ............................ ... 85 14. SISTEMAS AUXILIARES ........................... .. ................................................... .................................................... .............................. .... 88 14.1. Almacenamiento de la Amina Fresca ........................... ............................................... ........................................ ................ 88 14.2. Drenaje de la Amina .... ................................................... ............................................................................ ...................................... ............. 90 14.3. Incinerador de BTEX B TEX .......................... .................................................... .................................................... ...................................... ............ 91 14.4. Inyección de Químicos .......................... .. ................................................. .................................................. .................................... ........... 93 14.1. Purificación de la Amina ....................... ................................................ .................................................. ..................................... ............ 94 14.2. Consumo de Servicios Industriales ........................ .. ............................................... ............................................ ................... 96 15. EJEMPLOS DE DATOS OPERACIONALES........................... ................................................. ............................. ... 98 16. HOJA DE DATOS ... ........................... ................................................. ................................................... ......................................... ............... 104 16.1. Consideraciones para el Formato... ......................... ................................................ ............................................ .................. 104 16.2. Descripción del Formato ... ......................... ............................................... .................................................. ................................. ........ 105 16.3. Elaboración de las Hojas de Datos ... ............................ .................................................. ....................................... .............. 156 17. EVALUACIÓN DE LAS UNIDADES EXISTENTES ... ....................................... ....................................... 157 17.1. Información Requerida ......................... ... ............................................... ................................................. ................................... ........... 157 17.2. Evaluación con un Modelo de Simulación ... .......................... ................................................ .............................. ..... 158 18. REFERENCIAS .......................... ... ................................................ .................................................. ............................................. .................... 159 ANEXO 1 – ARCHIVO DE SIMULACIÓN DE PRO/II® (VERSIÓN 8.3) ... ........ 161 ANEXO 2 – ARCHIVO DE SIMULACIÓN DE ASPEN HYSYS® (VERSIÓN 2006) .......................... .................................................... .................................................... .................................................... .................................. ........ 163 ANEXO 3 – FORMATO DE HOJA DE DATOS DE PROCESOS PROCESOS PARA LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINA ... ........................... ........................... 166


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1.

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS

INTRODUCCIÓN El endulzamiento del gas con soluciones acuosas de alcanolaminas es uno de los procesos más comunes en el tratamiento del gas natural, de refinería y sintético. El proceso de endulzamiento puede ser requerido para disminuir el contenido componentes corrosivos como dióxido de carbono (CO 2) y sulfuro de hidrógeno (H2S) y evitar problemas de corrosión en los equipos y líneas o para lograr una especificación de calidad requerida en el transporte en gasoductos o antes de otro proceso. Otros procesos de endulzamiento de gas están descritos en el INEDON “Guía sobre los Contaminantes en Gas el Natural”, N° 903-HM120-P09-GUD-048.

2.

OBJETIVOS Los objetivos principales de este INEDON son suministrar: •

•

•

•

•

•

•

•

La información teórica sobre el proceso de endulzamiento del gas con soluciones de aminas. Las consideraciones básicas para la especificación de los equipos del proceso de endulzamiento; pero limitado al alcance típico de la Disciplina de Procesos en los Proyectos. La descripción de los equipos principales del proceso de endulzamiento y la instrumentación requerida. Archivos de ejemplo con la simulación del proceso de endulzamiento del gas con soluciones de aminas. La información básica sobre sistemas (unidades) auxiliares que pueden ser requeridas como soporte al proceso de endulzamiento. Información sobre la corrosión en las unidades de amina y recomendaciones para los materiales de construcción. El formato recomendado para la hoja de datos de la Unidad de Endulzamiento de Gas. Las recomendaciones para la evaluación de las unidades existentes.

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3.

4.


USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA I.

Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II.

El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, leyes, etc.) nacional e internacional que aplica al Proyecto. Así como, solicitar al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local que aplica al país donde se construye la instalación.

INEDON RELACIONADOS Procedimientos e instrucciones de trabajo relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010) 903-P3000-A20-ADM-917

Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas 903-HM010-A90-GUD-009 Instructivo para la Elaboración de Propuestas de Ingeniería 903-HM010-A90-TEC-003 Equivalencia de Términos entre Centros de Ejecución Gestión de la Calidad (HM060) 903-HM060-G09-ADM-901 Elaboración y Actualización de INEDONES Procesos (HM120) 903-HM120-P09-GUD-013 903-HM120-P09-GUD-025 903-HM120-P09-GUD-027 903-HM120-P09-GUD-030 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

Bases y Criterios de Diseño Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor Guía para la Especificación de las Bombas 5 de 166

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Procesos (HM120) 903-HM120-P09-GUD-015 903-HM120-P09-GUD-041 903-HM120-P09-GUD-048 903-HM120-P09-GUD-054 903-HM120-P09-GUD-065 903-HM120-P09-TEC-072 903-HM120-P09-GUD-086

Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión Guía sobre los Contaminantes en Gas el Natural Guía para la Selección de los Materiales de Construcción Guía para el Dimensionamiento de los Separadores Bifásicos Listas de Verificación de Procesos Guía para la Especificación de las Unidades de Deshidratación de Gas con Glicol

Diseño Mecánico (HM140) 903-P3060-T05-GUD-X02 Instructivo Especificaciones de Materiales de Tuberías Los Procedimientos y las Instrucciones de Trabajo están relacionados de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario; pero no es citado en este documento. 5.

ACRÓNIMOS, SIGLAS Y FÓRMULAS QUÍMICAS El cuadro siguiente muestra los acrónimos, siglas y fórmulas químicas usadas en el texto y figuras de este INEDON. Muchos de los acrónimos y siglas usados corresponden al idioma inglés por conveniencia con la información técnica. Español

Inglés

BME

Balance de Materia y Energía

Mass and Energy Balance

BMS

Sistema de Manejo del Quemador

Burner Management System

CDP CO2

Control de Producción Dióxido de carbono

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Carbon Dioxide

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COS

Español Sulfuro de carbonilo

Inglés Carbonyl Sulfide

CP

Corrosión Permitida

Corrosion Allowance, CA

CS2

Sulfuro de carbono

Carbon Disulfide

DFP

Diagrama de Flujo del Proceso

Process Flow Diagram, PFD

DGA DTI

Diglicolamina Diagrama de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación ENARGAS Ente Nacional Regulador del Gas (Argentina)

Diglycolamine

FKCS

Fully Killed Carbon Steel

FV

Acero al Carbono Completamente Calmado Vacío Completo

H2S (SH2)

Sulfuro de Hidrógeno

Hydrogen Sulfide

HSAS HCN

Sales Termoestables de Amina Cianuro de Hidrógeno (gas), Ácido Cianhídrico (solución acuosa)

Heat-Stable Amine Salts

HdD

Hoja de Datos

Data Sheet

INEDON

inelectra Documento

Piping and Instrumentation Diagram = PID, P&ID

Full Vacuum

Hydrogen Cyanide

Normalizado MDEA MEA

Metildietanolamina Monoetanolamina

NAP

Niveles de Aprobación de Productos

NH3

Amoniaco

NOM

Norma Oficial Mexicana

PWHT

Tratamiento Térmico PostSoldadura

Post Welded Heat Treatment

TEA

Trietanolamina

Triethanolamine

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Methyldiethanolamine Methylethanolamine

Ammonia

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UEGA USC 6.

Español Unidad de Endulzamiento de Gas con Aminas (Unidades de Medición) Habituales en los EUA

Inglés

United State Customary (Units)

EXCEPCIONES A)

El enfoque de este INEDON es para las especificaciones establecidas por la Disciplina de Procesos en una Hoja de Datos (HdD). Los requerimientos mecánicos, eléctricos, de control del proceso y de diseño civil son básicos o inexistentes, por tal motivo se requiere el complemento con las especificaciones que consideren conveniente las otras Disciplinas de Ingeniería del Proyecto.

B)

Este INEDON muestra varias figuras que son adaptaciones de Diagramas de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación (DTI) con el objetivo de indicar la instrumentación mínima requerida, sin embargo, otros detalles son básicos u omitidos, por ejemplo:

C)

a)

El tipo, tamaño, cantidad y ubicación de las válvulas manuales de bloqueo que pudiesen ser requeridas.

b)

Los tamaños, números de línea y los cambios en la especificación de materiales de las líneas debido a las condiciones de diseño o materiales de construcción.

c)

Indicación de los niveles de líquido y los internos de los equipos.

d)

Válvulas de retención (check valve ) para evitar flujo inverso.

Los DTI de una Unidad de Endulzamiento de Gas con Aminas (UEGA) no están incluidos por las razones siguientes: a)

La UEGA es un equipo tipo paquete (Sección 10.3) y según lo establecido en el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120-P09GUD-025, la política de la Disciplina de Procesos es no representar los equipos de un paquete y por tal motivo es el vendedor de la UEGA quien suministra los DTI.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS b)

D)

7.

Las posibles composiciones del gas ácido, las condiciones de operación y por ende de las condiciones de diseño, son variadas en la industria del gas y dificultan establecer un DTI típico sin incurrir en omisiones que puedan perjudicar el desarrollo del Proyecto.

En la literatura existen varios métodos para estimar el tamaño de algunos equipos que conforman la UEGA, por ejemplo el diámetro de la Torre Absorbedora; pero su uso en Proyectos anteriores a la emisión de este INEDON ha originado diámetros mayores a los suministrados por los vendedores y con la premisa que sus diseños han operado apropiadamente, se considera que las ecuaciones de la literatura sobre estiman el diámetro requerido para la Torre Absorbedora. Basado en lo anterior, este INEDON no muestra ecuaciones para dimensionamiento de equipos y es una decisión del personal de la Disciplina de Procesos en el Proyecto si desea usar las ecuaciones de la literatura especializada (por ejemplo, las Referencias [6] y [8]) o los módulos de diseño disponibles en los simuladores comerciales como PRO/II® y Aspen HYSYS®.

LECCIONES APRENDIDAS Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería Ingeniería.. El sistema de Lecciones Aprendidas puede contener información adicional para el tema de este INEDON. El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917 903-P3000-A20-ADM-917,, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.

8.

DEFINICIONES GENERALES Ab so rc ió n ( Ab Ab so rp t io n ) Proceso químico que consiste en la separación de uno o más componentes de una mezcla gaseosa con la ayuda de un solvente líquido con el cual forma solución (un soluto A, o varios solutos, se absorben de la fase gaseosa y pasan a la líquida). La Figura 1 muestra la diferencia gráfica entre absorción y adsorción.


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A

Absorción 

A

Adsorción 

A

A

Figura 1. Diferencia gráfica entre absorción y adsorción. Ab so rb edor ed or a ( Ab Ab so rb er ) Recipiente presurizado, generalmente de orientación vertical, en donde el gas y la amina entran en contacto para que ésta última absorba los componentes ácidos contenidos en el gas. Ag uas , Cor ri ent e Ar ri ba (Upstream ) Término usado para indicar que una variable del procesos (por ejemplo, la presión y temperatura), un equipo o instrumento, está ubicado antes de otro equipo o instrumento según el sentido del flujo (Figura 2). Ag uas , Cor ri ent e Abajo Ab ajo (Downstream ) Término usado para indicar que una variable del procesos (por ejemplo, la presión y temperatura), un equipo o instrumento, está ubicado después de otro equipo o instrumento en el sentido del flujo (Figura 2). Elemento que define el límite Sentido de flujo Ag uas arr arrib ib a

Aguas Ag uas abaj o

Figura 2. Descripción de los términos aguas arriba y aguas abajo. 903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

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Alc Al c ano lamin lam in a ( Al Al k ano lam in e) Compuesto químico con grupos funcionales hidroxilo ( −OH) y amino ( −NH2, −NHR y −NR2) en una base de alcano. Las aminas usadas en los procesos de endulzamiento pertenecen a una de las subclasificaciones de las alcanolaminas. Amin Am in a ( Am Am in e) Compuesto químico orgánico considerado como derivado del amoníaco y resulta de la sustitución de los hidrógenos de la molécula por los radicales alquilo. Existen las aminas primarias (R −NH2), secundarias (R1(R2)−NH) y terciarias (R1(R2)−N−R3). Amin Am in a Pob re (Lean Lean Amin e) Solución acuosa (solvente) de amina que sale de la sección de regeneración y entra a la Torre Absorbedora. Amin Am in a Rica Ric a (Rich Amine) Solución acuosa (solvente) de amina que sale de la Torre Absorbedora y entra la sección de regeneración. Balance Balance de Mate Materia ria (Masa (Masa)) y Energía Energía (Mass Mass and Energ y Balance ) Documento donde se indican las características y propiedades principales de las corrientes del proceso, con sus condiciones de operación normales. Consulte el INEDON “Balance de Materia y Energía”, No. 903-P3100-P09 ADM-902 y Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos, N° 903 ADM-902 HM120-P09-GUD-015.. HM120-P09-GUD-015 Bases de Diseño (Basis of Design Design ) Documento elaborado conjuntamente entre el Cliente e inelectra. El documento establece la información básica del lugar del Proyecto, premisas y criterios de diseño especiales o particulares, requerimientos de operación, constructibilidad y mantenimiento, normativa para el Proyecto, y toda la información adicional en la cual se fundamenta la ejecución del Proyecto. Dependiendo del alcance del Proyecto y del documento, los usuarios pueden ser solo Procesos, varias o todas las Disciplinas. Consúltense los INEDON “Bases de Diseño”, N° 903-P3100-P09-ADM-901 903-P3100-P09-ADM-901,, y “Bases y Criterios de Diseño”, N° 903-HM120-P09-GUD-013 903-HM120-P09-GUD-013.. 903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

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Calor Neto de Combust ión, Poder Calorífico Neto, Bajo

(Net [L ower] Heating Value, LHV)

Calor neto obtenido del calor total de combustión menos el calor latente de vaporización del agua formada por la combustión del hidrógeno en el carburante. El LHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/m 3 (BTU/ft3), las unidades de volumen de gas son a condiciones base. Carcasa, Coraza (Shell ) Pared exterior de los equipos como separadores, intercambiadores calor de carcasa (coraza) y tubo, tanques, etc. En algunos países, el término es también usado para designar el casing de los equipos rotativos. Condic iones Reales, Actu ales ( Ac tual Con di ti on s ) Presión y temperatura del fluido a las condiciones de operación (@ P y T ). El término es usado para las variables volumétricas como el flujo y la densidad. La designación “A” es de uso común en la industria. Ejemplos: ACF (Aft 3), pie cúbico real (actual); Am 3, metro cúbico real (actual). Condiciones Base (Base Condit ions ) Valores de presión y temperatura (Cuadro 1) para la especificación del volumen de gas y líquido. En la Ingeniería de Procesos existen dos bases principales: A)

Las condiciones estándar, usadas principalmente en los EUA y los países con influencia estadounidense en sus unidades de medición o en su normativa. La designación “S” es de uso común; pero algunos países o Clientes usan la “E” como traducción. Ejemplos: SCF (Sft 3) o PCE, pie cúbico estándar.

B)

Las condiciones normales, usadas principalmente en Europa y los países con influencia europea en sus unidades de medición o en su normativa. Ejemplo: Nm 3, metro cúbico normal. Las condiciones base están definidas en las Bases de Diseño del Proyecto.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 1. Condiciones base. Presión absolu ta

Base Estándar Normal

1 atmósfera estándar

Temperatura

[bar]

[psi]

1,01325

14,6959

[°C]

[°F]

15,56

60,00

0,00

32,00

Diagrama de Flujo de Procesos (Process Flow Diagram ) Representación esquemática de la secuencia, las etapas, los equipos y las corrientes principales del proceso. También tiene información básica sobre la filosofía de operación y control (principales lazos de control) y las principales características de diseño, especificaciones de los equipos requeridos en el proceso y sus condiciones de operación. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas Básicos de Procesos”, N° 903-HM120-P09-GUD023. Diagrama de Tuberías (Cañerías) e Instrumentación, DTI, Diagramas Mecánicos de Flujo (Piping and Instrumentation Diagram, PID) Diagrama que describe la secuencia del proceso, su automatización y control, indicando todos los equipos, las líneas, la instrumentación, las lógicas de control y accesorios que los conforman. Los principales usuarios son las Disciplinas de Automatización y Control, Diseño Mecánico e Ingeniería Mecánica. Véase el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120-P09-GUD-025. Endulzamiento ( Sweetening ) Proceso de remoción de componentes ácidos (agrios o amargos) de los hidrocarburos gaseosos, por ejemplo, la remoción del dióxido de carbono (CO 2) y sulfuro de hidrógeno (H 2S) por medio de la absorción química con soluciones de aminas. Equipo, Unidad Tipo Paquete (Package Equipm ent, Unit ) Equipo o grupo de equipos y sus correspondientes instrumentos suministrados por vendedores en uno o varios módulos, generalmente sobre una base metálica llamada “patín” ( skid). 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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Ensuciamiento (Fouling ) Acumulación de material no deseado sobre las superficies sólidas. En el caso específico de la transferencia de calor, el ensuciamiento ocurre sobre las superficies de transferencia de calor, lo que origina una reducción la capacidad de transferencia. Gas Ácido, Agrio (Sour Gas ) Gas que contiene cantidades por encima de la especificación de uso y/o regulaciones ambientales para el dióxido de carbono (CO 2), sulfuro de hidrógeno (H2S) y/o mercaptanos (RSH). Gas Dulce (Sweet Gas ) Gas que contiene cantidades por debajo del límite establecido en las especificaciones de uso y/o regulaciones ambientales para el dióxido de carbono (CO2), sulfuro de hidrógeno (H 2S) y/o mercaptanos (RSH). También es el gas que se obtiene como producto de la unidad de endulzamiento. Gas Natural Asociado ( As so ci ated Nat ur al Gas) Gas natural presente en reservorios de petróleo. El gas es extraído junto con el petróleo, luego separado y procesado. Gas Natural No Asociado (Non-Asso ciated Natural Gas ) Gas natural extraído de reservorios donde no hay petróleo. Grano (Grain ) Unidad de medición de masa: 1 grano equivalen a 1/7000 libras [12]. El Cuadro 2 muestra las unidades tradicionales para los límites de H 2S en el gas natural y las conversiones al SI.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 2. Conversiones entre las unidades tradicionalmente usadas para el contenido de H2S en el gas natural [1]. Especificaciones existentes Unidades tradic ionales

Unidades SI

Especificación racional para el SI

¼ de grano/100 ft 3

5,6 a 5,8 mg/m3

6 mg/m3

1 grano/100 ft

22,4 a 23,4 mg/m

23 mg/m

5 granos/100 ft3

112 a 117 mg/m3

116 mg/m3

La unidad de volumen en USC considera 60 °F y 14,696 psia. La unidad de volumen en SI considera 15 °C y una presión absoluta de 101,325 kPa

Inhibidor de Corrosión (Corrosion Inhibitor ) Sustancia química, que siendo añadida a un medio corrosivo acuoso, reduce la velocidad de pérdida del metal. Los inhibidores de corrosión se clasifican en: A)

Anódicos, por ejemplo las soluciones de ortofosfato, nitrato, cianuro de hierro y silicatos.

B)

Catódicos, por ejemplo las aminas.

C)

Por adsorción, por ejemplo los grupos funcionales como el amino ( −NH2), carboxilo (−COOH) y el fosfanato ( −PO3H2).

D)

Mixtos.

Partes por Millón (Parts per Million ) Notación científica y de ingeniería que indica una parte entre 1 000 000 de partes, una parte entre 10 6 o un valor de 1·10 −6:

1ppm =

1 1000 000

Al igual que con el símbolo de porcentaje (%), el Sistema International de Unidades [14] solicita que no se usen frases como “porcentaje másico”, “porcentaje volumétrico” o “porcentaje por una cantidad de sustancia”. La información adicional de la cantidad debe ser convenida 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS en el nombre y símbolo de la cantidad. Sin embargo, este INEDON aún emplea las unidades ppm V/V (unidad de volumen sobre unidad de volumen) hasta que el uso del SI esté más generalizado.

Pérdidas por Arrastre, Mecánicas (Drag, Carry-over, Mechanical Los ses) Pérdidas producidas por el arrastre de partículas de líquido cuando entra en contacto con una corriente de gas en contraflujo. Pérdidas por Vaporización, Termodinámicas (Vaporization, Thermodynamic Losses ) Pérdidas producidas principalmente por la presión de vapor de un compuesto (por ejemplo, la amina) a una temperatura definida, es decir, el flujo o la fracción del compuesto que se pierde debido a que este satura la corriente de gas con la que hace contacto. Prefijos en las Unidades de Medición En la industria del gas se usan prefijos para las unidades de medición debido a los altos flujos requeridos para el proceso de endulzamiento. El valor asignado a los prefijos de las unidades de medición es indicado en las Bases de Diseño del Proyecto. Ejemplos: Mega (106), típico para las unidades métricas.

•

M:

•

MM: Millones (10 6), típico para las unidades USC.

•

k:

kilo (10 3), típico para las unidades métricas y a veces USC.

•

M:

Miles (10 3), típico para las unidades USC, el uso de este prefijo no es recomendado porque puede generar confusión con M: mega.

Programa Comercial de Simulación (Simulador) Programa de computación que usa modelos basados en ecuaciones matemáticas para simular el comportamiento de los fluidos en un proceso. Este INEDON usa la palabra “simulador” para simplificar los programas comerciales de simulación de procesos como PRO/II® de Invensys® Systems, Inc. / SimSciEsscor™ y Aspen HYSYS® de Aspen Technologies, Inc. y los simuladores para cálculos de pérdida de presión.

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Punto (Temperatura) de Rocío (Dew Poin t ) Temperatura a la cual un gas, consistente de dos o más componentes, genera la primera gota de líquido; es decir, el comienzo del cambio de fase. En la Ingeniería de Procesos se usan principalmente las siguientes definiciones: A)

Punto de Rocío de Hidrocarburo (Hydrocarbon Dew Point ): Temperatura a una presión definida, o la presión a una temperatura definida, a la cual el gas está saturado con hidrocarburos pesados. La disminución de la temperatura o el aumento de la presión originan la condensación de hidrocarburos.

B)

Punto de Rocío del Agua ( Water Dew Point ): Temperatura a una presión definida, o la presión a una temperatura definida, a la cual el gas está saturado con agua. La disminución de la temperatura o el aumento de la presión originan la formación de agua libre.

Rechazo (Desplazamiento) (Slip ) Efecto de un solvente de no absorber algún componente en la corriente de gas. En el caso del endulzamiento del gas, el término es usado para el rechazo que tienen algunas soluciones de aminas hacia el CO 2, lo cual significa que este componente no es absorbido; pero otros sí. Rehervidor (Reboiler ) Equipo para intercambio de calor, dependiendo de su ubicación y función en el proceso se identifican varios tipos: A)

Intercambiador de calor para evaporar total o parcialmente una corriente de líquido, por ejemplo el designado como BKU (en la nomenclatura TEMA) e instalado en el fondo de las torres de destilación.

B)

Equipo de fuego directo o indirecto para la vaporización de uno o varios componentes presentes en un fluido, por ejemplo en este INEDON, la vaporización del agua en la amina rica.

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Sales Termoestables de Amin a (Heat-Stable Amine Salts, HSAS) Compuestos producidos entre las aminas y algunos aniones (Cuadro 9) que no son disociados por el calor suministrado en el despojamiento de la amina. Selectividad (Selectivity) Propiedad de una amina de remover un componente ácido más que otro, generalmente la selectividad es hacia el H 2S. Todas las alcanolaminas son termodinámicamente selectivas hacia el CO 2; pero cinéticamente hacia el H2S [15]. Sistema de Alivio (de Relevo) de Presión ( Pressure Relieving System ) Instalación de un dispositivo de alivio de presión, líneas y medios para el transporte y la disposición de los fluidos de alivio en fase gaseosa, líquida o ambas. Un sistema de alivio de presión puede consistir en un solo dispositivo de alivio (por ejemplo, una válvula de alivio o un disco de ruptura), con la línea de salida, en un recipiente o línea. Un sistema más complejo puede contar con varios dispositivos de alivio conectados a un sistema de recolección y los equipos finales de disposición: KO Drum y equipo final de alivio y venteo. Véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041, para más información. Tubo de Fuego (Firetube) Equipo de fuego directo que contiene un tubo donde es quemado un combustible gaseoso o líquido. Puede ser usado para calentar o evaporar un fluido. Los usos más comunes en las instalaciones es como calentador-tratador y rehervidor (por ejemplo, de amina rica). Unidades de Medición de Presión El Sistema Internacional (SI) de medición establece que las unidades de presión no llevan la letra “a” para valores absolutos ni “g” para valores manométricos. Actualmente, los estándares estadounidenses también están comenzando a usar el SI, especialmente cuando son estándares idénticos para la ISO. El SI indica que la palabra “presión” es calificada apropiadamente. Ejemplo: presión absoluta de 10 kPa. Sin embargo, este INEDON aún emplea las unidades bar g , bar a, psia, psig, etc. hasta que el uso del SI esté más generalizado. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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La Figura 3 muestra la relación entre las presiones absolutas (medidas desde el vacío perfecto, 0 atm) y las presiones manométricas (medidas desde 1 atm). Cualquier presión por encima de la atmosférica

a a c t i r l u t é o s m b o r a a n b ó n i s ó i e s r p e r o P

a c i r t é m o = r a a b t u l n o ó s i b s r a e n p ó i + s a e c r i r P t é m o n a m

Ejemplos: 2 atm 29,4 psia 2,03 bara 14,7 psig 1,01 barg

Presión manométrica

Nivel de presión atmosférica (variable) Vacío

Cualquier presión por debajo de la atmosférica Presión absoluta

Presión de cero absoluto  Vacío perfecto

1 atm 14,7 psia 1,01 bara 0 psig 0 barg 0,5 atm 7,4 psia −7,4 psig

0 bara 0 atm 0 psia −14,7 psig −1,01 barg

Figura 3. Relación entre las presiones absolutas y manométricas 9.

0,51 bara −0,51 barg

[6]

*.

FLUJOGRAMA BÁSICO DE ESPECIFICACIÓN La Figura 4 muestra el flujograma básico de cualquier especificación realizada por la Disciplina de Procesos para los equipos (e instrumentos). La adaptación para este INEDON es la siguiente: 1a

Conocimiento del alcance del Proyecto: Saber qué se requiere de la Disciplina de Procesos en un Proyecto está establecido en el alcance. La información necesaria puede estar en los términos de referencia de la Propuesta original para el Proyecto, en la minuta o acta de la reunión de arranque ( kickoff meeting ), en los cambios de alcance, etc.

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1a

Conocimiento del alcance del Proyecto

2

1b

Obtención de la documentación necesaria

Conocimiento de las bases, premisas y los criterios

3 Simulación del Proceso

4a

Elaboración de la Hoja de Datos o Suministro de datos a otra Disciplina

4b

Actualización de otros Productos

Figura 4. Flujograma básico para las especificaciones de Procesos. El alcance varía con el Cliente, la etapa del Proyecto (Ing. Conceptual, Básica, de Detalle, Proyecto IPC, etc.), si la instalación es nueva o se realiza una adecuación para una instalación existente. El conocimiento del alcance del Proyecto es un requerimiento para el personal de la Disciplina de Procesos, el cual incluye al Líder de la Disciplina, los Ingenieros y Especialistas de Procesos. 1b

Obtención de la documentación necesaria: •

•

Bases de Diseño del Proyecto: el documento se puede complementar con información de este INEDON y específica del Proyecto. Normativa usada para el Proyecto: las normas, los códigos, estándares, las especificaciones, leyes, etc. varían en los Proyectos y se requiere obtener la versión más actualizada. Es posible que el documento Bases de Diseño solo nombre la normativa; pero es función de la Disciplina de Procesos, la obtención de la información detallada.

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BME: ayuda a conocer las características de los fluidos del proceso.

•

DBP: complementa al documento anterior.

•

DTI: el documento representativo de la Disciplina de Procesos, es el que también muestra más información sobre los equipos relacionados con la UEGA. Debido a que el diseño de la Unidad es subcontratado a un vendedor, Procesos elabora un DTI donde se muestra el límite del vendedor y se hace referencia al DTI elaborado por el vendedor. Sin embargo, la UEGA pueda requerir un área de implantación relativamente amplia y es posible que la Disciplina de Procesos tenga la responsabilidad de elaborar los DTI donde se muestren las líneas de interconexión. Consulte el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903-HM120-P09-GUD-025.

•

•

Hoja de Datos: contiene información suministrada por la Disciplina de Procesos para la especificación de la UEGA. Hojas de Datos del Vendedor (en la emisión “como construido” o “conforme a obra”): esta información es indispensable para la evaluación de las instalaciones existentes. Las hojas de datos del vendedor son la fuente más confiable para conocer la especificación de la torre. En el caso de la evaluación de una instalación existente, cualquier documento o información relevante para el análisis es solicitada al Cliente, comenzando en la Propuesta técnica y durante la ejecución del Proyecto. En algunos Proyectos, es alcance de inelectra el levantamiento (relevamiento) de la información existente. La falta de información origina que la Disciplina de Procesos tenga que realizar consideraciones y suposiciones, las cuales son documentadas y se añaden recomendaciones para obtener información más confiable y disminuir la incertidumbre.

2

Conocimiento de las bases, premisas y los criterios: El documento de Bases de Diseño del Proyecto contiene de manera resumida la información para el dimensionamiento o la especificación de

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS los equipos e instrumentos; pero en algunas ocasiones, la Disciplina de Procesos establece premisas en base a la información de otros Productos propios o de las otras Disciplinas. 3

Simulación del proceso: Aun cuando la UEGA es subcontratada como un equipo tipo paquete, se recomienda la elaboración de una simulación para obtener estimados de los parámetros operacionales básicos. Véanse la Sección 10.4 y los Anexos 1 y 2.

4a

Elaboración de la HdD o Suministro de datos a otra Disciplina: La elaboración de la HdD consiste en especificar la información disponible para el vendedor de la UEGA. Véase la Sección 16.

4b Actualización de otros Productos:

Los otros Productos son actualizados con los resultados, por ejemplo el sumario de servicios industriales con el flujo requerido del medio de calentamiento y de aire de instrumentos. 10.

PROCESO DE ENDULZAMIENTO DEL GAS CON AMINA

10.1.

Descripción del Proceso Básico La Figura 5 muestra el proceso básico de endulzamiento de gas con amina. Corriente de gas. (1)

El gas con cierto contenido de líquido (agua libre y/o hidrocarburo líquido) entra en la sección de separación de la Torre Absorbedora.

(2)

El gas ácido pasa a la sección de absorción de la Torre Absorbedora, en donde los componentes ácidos reaccionan con la amina para producir una sal regenerable. Las condiciones de operación de la Torre Absorbedora son definidas por el requerimiento del proceso de gas, dichas condiciones son generalmente de alta presión y baja temperatura.

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T-1001 Torre Absorbedora

D-1001 Tambor de Expansión de Amina Rica

PK-1001 Unidad de Endulzamiento con Amina AC-1002 E-1001 T-1002 Enfriador de Intercambiador Torre Amina Pobre Despojadora de Amina Rica / Amina Pobre FI-1001 Filtro Mecánico de Amina Pobre

AC-1001 Condensador de la Torre Despojadora

P-1001A/B FI-1002 Bombas de Filtro de Carbón Amina Pobre Activado de Amina Pobre

E-1004 Rehervidor de la Torre Despojadora

D-1002 Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora P-1002A/B Bombas del Tambor Reflujo Agu a de reposición

TC

Gas dulce

Gas ácido

7 AC-1001

3 n#

n#

P-1002A/B

2

LC

6

(Amina rica)

1# Gas ácido

1#

1

LC

Sección de separación

T-1002

FI

13 11

E-1001

10 Vapor de agua

P-1001A/B

T-1001 Líquidos en el gas

D-1002

9

Sección de absorción

LC

8

LC

(Amina pobre)

5 FI-1001 & FI-1002

AC-1002

12

Condensado

14 Ami na de repo si ción Gas expandido

PC

4

E-1002

LC

Ubicación recomendada de los filtros para DEA, MDEA, mezclas de MDEA y una relación baja de H 2S/CO2.

D-1001

Figura 5. Esquema de un proceso básico de endulzamiento de gas con amina y vapor de agua para el rehervidor. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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(3)

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El gas dulce deja la Torre Absorbedora por el tope y está saturado en agua proveniente de la solución de amina. En algunas ocasiones, el gas dulce es enviado hacia un proceso de deshidratación, si esto es requerido la UEGA está siempre aguas arriba del proceso de deshidratación.

Corrientes de amina ric a y amina pob re. (4)

La amina rica pasa de la Torre Absorbedora al Tambor de Expansión de Amina Rica para separar gases e hidrocarburos disueltos. La presión de operación de este tambor es la requerida para vencer todas las pérdidas de presión hasta llegar al Torre Despojadora. Algunos vendedores recomiendan una pequeña torre con empaque para lavado con amina pobre y remover H 2S del gas expandido (Figura 16) si este es usado como gas combustible dulce, y cuando la cantidad de gas separado en este equipo es apreciable y vale la pena recuperarlo y tratarlo.

(5)

La amina rica es precalentada en el Intercambiador Amina Rica / Amina Pobre antes de entrar en la Torre Despojadora.

(6)

La amina rica es despojada de los componentes ácidos en la Torre Despojadora por medio del aumento de la temperatura y una destilación a baja presión. La cantidad de calor del rehervidor es suficiente para suministrar: a)

Calor sensible y aumentar la temperatura de la amina rica hasta la temperatura de la amina pobre.

b)

Energía suficiente para revertir la reacción de la amina con los componentes ácidos y desasociar los productos de esa reacción.

c)

El calor latente y sensible para convertir el agua del reflujo en vapor que sirve como vapor de despojamiento.

(7)

El vapor de agua proveniente de la solución de amina tiene un alto contenido de componentes ácidos, la corriente es condensada en el Condensador de la Torre Despojadora. Este intercambiador de calor puede usar aire, agua u otro medio de enfriamiento.

(8)

El gas ácido del tope es enviado a otra unidad, bien sea para recuperación de los componentes ácidos, para la disposición final segura o comprimido para venta o reinyección en pozos.

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(9)

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El líquido de tope es principalmente agua, la cual se envía como reflujo hacia la Torre Despojadora para prevenir que la solución de amina se vuelva muy concentrada. La relación típica de reflujo es de 3:1 hasta 1:1. En general, las soluciones de MEA requieren el reflujo más alto (de 2:1 a 3:1), la DEA opera con un reflujo más bajo y la MDEA con el más bajo de todas las soluciones.

(10) El Rehervidor de la Torre Despojadora puede ser un intercambiador de carcasa y tubo con vapor de agua o aceite como medio de calentamiento, también se suele usar un equipo de fuego directo. La temperatura del rehervidor es de 116 °C (240°F) a 132 °C (270 °F) y depende (entre otros factores) del tipo de amina y de la presión de operación de la torre para generar el suficiente vapor de despojamiento y conseguir la concentración de amina en la solución de amina pobre, y adicionalmente prevenir la degradación química de la amina. (11) La amina pobre es recuperada en el fondo de la Torre Despojadora y bombeada hacia la Torre Absorbedora. La Torre Despojadora también es llamada Torre Regeneradora de Amina por algunos Clientes y en la literatura. (12) La amina pobre es primero enfriada en el Intercambiador Amina Rica / Amina Pobre y luego (si es requerido) en el Enfriador de Amina Pobre. Este último intercambiador de calor puede usar aire, agua u otro medio de enfriamiento. La amina pobre debe entrar con una diferencia de 6 °C (10 °F) por encima de la temperatura del gas ácido que alimenta a la Torre Absorbedora, esto con el fin de mantenerse por encima del punto de rocío de hidrocarburo. En el caso que el gas no contenga hidrocarburos pesados que puedan condensar, la diferencia de temperatura puede ser menor. (13) La amina pobre es enviada al Filtro Mecánico de Amina Pobre y luego al Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre para remover las gotas de hidrocarburos y otros contaminantes arrastrados por la amina. Algunos vendedores suelen recomendar otro filtro mecánico aguas abajo del Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre para retener el polvo de carbón activado. La ubicación de los filtros aguas abajo del Enfriador de Amina Pobre es común en las UEGA, especialmente cuando existe H 2S porque es más seguro hacer el mantenimiento a los filtros sin la presencia de ese compuesto, el cual en concentraciones bajas es letal. Adicionalmente, el filtro de carbón activado es más eficiente en la corriente de amina pobre 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS porque los contaminantes son menos solubles y más tensoactivos a bajas temperaturas. Sin embargo, en UEGA con DEA, MDEA y mezclas de MDEA para el tratamiento de gases con una relación baja de H 2S/CO2, la ubicación más efectiva de los filtros es aguas abajo del Tambor de Expansión de Amina Rica.

(14) La corriente de amina de reposición suministra flujo para compensar las pérdidas de la solución, véase la Sección 11.3.4. 10.2.

Modificaciones al Proceso Básico A continuación, se describen las modificaciones más comunes al proceso básico de endulzamiento de gas con aminas. El uso de algunas de las modificaciones es generalmente determinada por el vendedor de la UEGA. A)

Lavado con agua para recuperación de amina. La modificación más simple al proceso básico es la adición de agua para lavado en el tope (cima) de la Torre Absorbedora para reducir las pérdidas de amina en el gas dulce. La torre requiere de dos a cinco platos adicionales para el retiro, lavado y suministro de agua (Figura 6).

B)

División de la corriente de amina rica. La modificación consiste en dividir la corriente de amina rica para que solo una porción sea despojada de los componentes ácidos. La desventaja de esta modificación está principalmente en el costo capital de la unidad. La Torre Despojadora es más alta y de alguna manera más compleja y las dos corrientes de amina rica requieren de equipos propios como bombas e intercambiadores de calor. Una variante de esta modificación es la división de la corriente de amina rica en dos con flujos desiguales. La corriente con el flujo más alto entra en la mitad de la Torre Absorbedora después de liberar parte de los componentes pesados, mientras que la corriente con el flujo más bajo entra por el tope de la torre (Figura 7). En los casos donde se requiere un tratamiento de gas con alto contenido de componentes ácidos, esta variante puede ser más económica que el proceso básico, especialmente porque la sección superior de la Torre Absorbedora puede ser diseñada con un diámetro menor que el fondo. Adicionalmente, la corriente de amina rica puede no requerir calentamiento porque entra a la mitad de la

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS torre donde la temperatura es más alta que en el tope (cima), lo que resulta en una disminución del área de intercambio de calor. Gas dulce

Platos adicionales para el lavado

Agu a de reposición

Ami na po bre desde la regeneración Bomba de Agu a para Lavado Gas ácido

LC

Ami na ri ca hac ia la regeneración

LC

Líquidos en el gas

Figura 6. Esquema de la modificación con agua para lavado. 10.3.

Definición del Límite del Alcance El conjunto de equipos requeridos para el endulzamiento del gas y la regeneración de la amina es generalmente solicitado a un subcontratista por medio de la especificación de un equipo tipo paquete. La Figura 5 muestra los equipos típicos y controles básicos para el alcance del vendedor. A continuación, detalles sobre los límites: A)

Dependiendo de la separación de los equipos: a)

Estos pueden ser suministrados en uno o varios módulos o secciones (patines, skids, etc.).

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Gas ácido

Gas dulce

Reflujo

Amina “semipobre” Hacia/desde el rehervidor

LC LC

Gas ácido LC

Líquidos en el gas Gas expandido PC LC

Figura 7. Esquema de la modificación con la división de la corriente de amina. b)

Las líneas de amina rica y amina pobre hacia y desde la regeneración, pueden o no estar dentro del alcance del vendedor.

B)

Se recomienda incluir los instrumentos locales y remotos, así como las válvulas de control de nivel en el alcance del vendedor.

C)

El uso de un equipo de fuego directo (con un tubo de fuego) como rehervidor de amina rica puede originar que dicho equipo y el resto de los equipos de regeneración de amina estén ubicados relativamente lejos de la Torre Absorbedora por requerimientos de seguridad, esto es principalmente por la presencia de un quemador en el equipo de fuego

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS directo, lo que significa una fuente de calor no deseada en la cercanía de los equipos que procesan gas natural. Si este fuese el caso, la UEGA se divide en dos partes: la Torre Absorbedora y la Unidad de Regeneración de Amina.

D)

En las instalaciones con varios procesos que requieren endulzamiento de gas, es común que la sección de regeneración de amina sea una unidad o área separada (designada, por ejemplo, como Unidad de Regeneración de Amina), hacia donde llega la amina rica desde dichos procesos para tratarla y enviar la amina pobre por medio de un sistema de distribución.

E)

Las válvulas de alivio de presión son preferiblemente solicitadas al vendedor. En el caso de la Torre Absorbedora y la Torre Despojadora, es probable que la altura para la conexión de la ubicación de la válvula de alivio esté por encima del colector del sistema de alivio de presión, mientras que en el Tambor de Expansión de Amina Rica y el Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora, es probable que las conexiones para las válvulas de alivio están por debajo del colector. Para garantizar que las válvulas de alivio están sobre el nivel del colector y lograr el drenaje libre hacia éste, el Proyecto tiene las opciones siguientes: a)

Informar al vendedor sobre la altura requerida para las válvulas de alivio de presión e incluir en su alcance la línea de entrada a la válvula y las plataformas de acceso donde sean requeridas.

b)

Solicitar únicamente las válvulas de alivio de presión, para que el personal del Proyecto realice el diseño de la línea de entrada y las plataformas de acceso donde sean requeridas.

La selección de alguna de las dos opciones es evaluada en cada Proyecto y no existe una regla general. F)

10.4.

Ni la Figura 5 ni otras muestran límites de alcance detallado, por ejemplo, en las bridas, porque se considera una decisión del Proyecto establecer los límites específicos.

Programas de Simulación Los programas de simulación que pueden modelar el proceso de endulzamiento del gas con soluciones de aminas y para los cuales inelectra tiene licencia disponible son:

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS PRO/II® de Invensys® Systems, Inc. / Simsci-Esscor™ . Está limitado a una sola amina en la simulación [13]. Véase al Anexo 1 para información adicional. Aspen HYSYS® de AspenTechnologies, Inc . Contiene los modelos termodinámicos usados en el simulador de plantas de amina llamado AMSIM(M) [4]. Véase al Anexo 2 para información adicional.

Sin embargo, ambos programas tiene limitaciones importantes para suministrar información confiable, especialmente porque en la actualidad se prefiere el uso de soluciones formuladas. Por tales motivos, se puede optar por el uso de programas de simulación como TSWEET (ahora parte de ProMax) de Bryan Research & Engineering, Inc. y AMSIM(M) de Schlumberger. El uso de programas de simulación para los cuales no se dispone de licencias en inelectra requiere que su consideración desde la Propuesta técnica, para que el costo de adquisición sea contemplado. El uso de alguno de los programas es establecido según: •

•

•

La solicitud del Cliente y contenida en el alcance del Proyecto. La experiencia del personal de la Disciplina de Procesos responsable de la simulación en un programa u otro. La disponibilidad de licencias para PRO/II® y Aspen HYSY®, esto es más común para las simulaciones elaboradas durante las Propuestas técnicas.

Los Anexos 1 y 2 contienen enlaces para abrir archivos de simulación con PRO/II® y Aspen HYSYS® del proceso de endulzamiento de gas natural con soluciones de aminas. Los archivos comprimidos (.zip) contienen el archivo de simulación y la sección del manual del usuario donde se describen. No es el objetivo de este INEDON demostrar que un programa de simulación es mejor que otro. La única manera de determinar la exactitud de los modelos matemáticos empleados en los programas, es por medio de la comparación de datos medidos en campo versus los resultados obtenidos de los programas. 11.

CONSIDERACIONES BÁSICAS PARA LA ESPECIFICACIÓN Las consideraciones básicas para la especificación de un proceso de endulzamiento de gas con amina son las siguientes:

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A)

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Gas ácido de alimentación.

Composición.

Temperatura.

•

•

B)

Gas dulce. Contenido máximo de componentes ácidos.

C)

Amina. •

Tipos.

•

Reacciones con los componentes ácidos y selectividad.

Selección.

•

Pérdidas.

•

Recuperación térmica.

•

D)

Solución acuosa de amina. • •

•

11.1.

Concentración de la amina. Flujo de recirculación. Degradación.

Gas Ácido de Alimentación

11.1.1. Composición La composición del gas ácido, el que entra al proceso de endulzamiento, debe ser conocida para poder especificar dicho proceso y la principal fuente de esta información es las Bases de Diseño del Proyecto.

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A)

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Compuestos Corrosivos. El dióxido de carbono (CO 2) y el sulfuro de hidrógeno (H 2S) son los contaminantes que se desean remover de la corriente de gas.

B)

Agua. Existen Proyectos donde se suministra solamente la composición del gas seco, porque los análisis cromatográficos excluyen el agua presente en el gas. Si este fuese el caso, el personal de la Disciplina de Procesos requiere también conocer las condiciones a las cuales se tiene que simular una saturación del gas para obtener el máximo contenido de agua para una presión y temperatura definidas, dichas condiciones dependen de dónde fue tomada la muestra de gas. En las instalaciones de proceso (diferente a las facilidades de producción), la muestra del gas puede ser tomada en algún equipo ubicado aguas arriba del proceso de endulzamiento. Las condiciones de presión y temperatura para saturar el gas tienen que formar parte de las Bases de Diseño del Proyecto.

C)

Hidrocarburos Pesados. Los análisis para gas natural no asociado incluyen hidrocarburos hasta C6+. Sin embargo, para el gas natural asociado con crudo de petróleo y de refinería, se recomienda un análisis cromatográfico extendido hasta C21, debido a que este tipo de gas contiene componentes pesados, los cuales formarán parte de la composición de la amina rica y afectarán el desempeño de la regeneración. El formato del Anexo 3 contiene una pestaña con los componentes típicamente considerados en el gas natural y puede ser ampliado con la información suministrada por el Cliente.

11.1.2. Temperatura El enfriamiento del gas aguas arriba del proceso de endulzamiento es recomendado, especialmente si la temperatura del gas es mayor de 50 °C (122 °F) porque generalmente resulta en un diseño más económico; pero no

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debe ser considerablemente más bajo que el valor indicado porque las soluciones de amina de alta viscosidad tienden a formar espuma. 11.2.

Contenido Máximo de los Componentes Ácidos en el Gas Dulce El contenido máximo permitido de los componentes ácidos, que sale del proceso de endulzamiento, es establecido en las Bases de Diseño del Proyecto y depende del uso que tendrá el gas o de las especificaciones del Cliente. El Cuadro 3 muestra ejemplos para los países donde inelectra tiene Centros de Ejecución y la especificación requerida para el suministro de gas dulce en un sistema de transporte.

11.3.

Amina

11.3.1. Tipos de Aminas Las alcanolaminas son usadas como absorbentes de gases ácidos desde 1930 [8]. Al principio la trietanolamina (TEA) era la más usada en el tratamiento de gas porque era la única disponible comercialmente; pero en la actualidad otros tipos de aminas están disponibles en el mercado y con suficiente información técnica para ser consideradas en el diseño de las UEGA. Las aminas más comunes para el endulzamiento de gas son la monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) y metildietanolamina (MDEA). La TEA es poco usada en la actualidad por su baja capacidad, baja reactividad (como amina terciaria) y relativamente pobre estabilidad. La diisopropanolamina (DIPA) es usada en los procesos ADIP® y Sulfinol™. Sin embargo, está siendo desplazada por la MDEA. La Diglicolamina (DGA) es tan estable y reactiva como la MEA; pero con una presión de vapor más baja y la higroscopia del dietileno glicol, por tales motivos puede ser usada con soluciones más concentradas que la MEA. El Cuadro 4 muestra un resumen de las propiedades de las aminas mencionadas en esta sección. Adicionalmente a las aminas mencionadas previamente, existen formulaciones propietarias de mezclas de aminas con varios aditivos ampliamente usadas por licenciantes de tecnologías de endulzamiento. Ejemplos: alquil-alcanolaminas de Dow Chemical Company, AmineGuard de UOP, aMDEA de BASF, energized MDEA de PROSERNAT, GAS/SPEC® (varios tipos) de INEOS.

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Cuadro 3. Referencias del contenido máximo permitido de los componentes ácidos en el gas dulce para uso en un sistema de transporte. Concentración máxima País

Argentina

Colombia

Normativa Resolución ENARGAS N° I/0259 del 14 de mayo de 2008 Resolución No. 071 del 3 de diciembre de 1999 por el cual se establece el Reglamento Único de Transporte de Gas Natural (RUT)

CO2

H2S

2,0 % mol/mol (a)

3 mg/m3 (b)

2 % V/V

6 mg/m3 (c) (1,0 grano/100 Sft)

España

g

g

g

México

NOM-001-SECRE-2003, Calidad de Gas Natural

3 % V/V

6,1 mg/m3 (d)

Panamá

e

e

e

Venezuela

Gaceta Oficial 356.928 del 18 de septiembre de 2007 (a)

2 % mol/mol

6 mg/m3 (f) (4,16 ppm mol/mol)

Notas: (a)

Este valor límite podrá ser superado con acuerdo del Transportista, no pudiendo ser en ningún caso superior de 2,5 % mol/mol. (b) Condiciones de referencia: 15 °C y 101,325 kPa abs. (c) Los datos referidos a metro cúbico o pie cúbico de gas se referencian a condiciones estándar: 14,65 psia y 60 °F. (d) Condiciones base: 98,07 kPa y 293,15 K. (e) Debido a que Panamá no es un país productor de hidrocarburos, los datos no están incorporados en esta revisión del INEDON. (f) La Gaceta Oficial no indica las condiciones base para la unidad de volumen, se presumen estándar: 1 atm y 15 °C. (g) Al momento de la emisión de este INEDON, no se dispone de información.

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Cuadro 4. Propiedades de las aminas .

Propiedad

Monoetanolamina

Dietanolamina

Trietanolamina

Montoethanolamine

Diethanolamine

Triethanolamine

MEA

DEA

TEA

Primaria

Secundaria

Terciaria

HOC 2H4NH2 61,09

(HOC2H4)2NH 105,14

(HOC2H4)3NH 149,19

Tipo de amina Fórmula química Masa molecular relativa Gravedad específica

1,0719

a

1,0919

a

1,1258

171 (338,9)

269 (516,2)

360 (680) (e)

Presión de vapor [mm Hg] a 20 °C (68 °F)

0,36

0,01

0,01

Punto de congelamiento [°C (°F)]

10,5 (50,9)

28,0 (82,4)

21,2 (70,2)

Solubilidad en agua [%] a 20 °C (68 °F)

Completa

96,4

Completa

Viscosidad absoluta [cP] a 20 °C (68 °F)

24,1

380 (a 30 °C)

1 103

826 (355)

670 (288) (c)

535 (230)

Punto de ebullición [°C (°F)] a 760 mm Hg

Calor de vaporización [J/g (BTU/lb)] a 1 atm Notas: (a) 20 °C/20 °C. (b) 30 °C/20 °C. (c) A 23 mm Hg y 168,5 °C (335,3 °F). (d) Se descompone.

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Cuadro 4. Propiedades de las aminas

(continuación).

Diglicolamina

Diisopropanolamina

Metildietanolamina

Diglycolamine

Diisopropanolamine

Methylethanolamine

DGA

DIPA

MDEA

Primaria

Secundaria

Terciaria

H(OC2H4)2NH2

(HOC3H6)2NH

(HOC2H4)2NC H3

Masa molecular relativa

105,14

133,19

119,17

Gravedad específica

1,0550

Punto de ebullición [°C (°F)] a 760 mm Hg

221 (430)

248,7 (479,7)

247,2 (476,9)

0,01

0,01

0,01

9,5 (14,9)

42 (108)

Completa

87

Propiedad

Tipo de amina Fórmula química

Presión de vapor [mm Hg] a 20 °C (68 °F) Punto de congelamiento [°C (°F)] Solubilidad en agua [%] a 20 °C (68 °F) Viscosidad absoluta [cP] a 20 °C (68 °F) Calor de vaporización [J/g (BTU/lb)] a 1 atm

−

26

c

510 (219,1)

0,9890

a

198 429 (184,5)

1,0418

21,0 (−5,8)

−

Completa 101 519 (223)

Notas: (a) 45 °C/20 °C. (b) A 45 °C (113 °F). (c) A 25 °C (77 °F).

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Los solventes formulados son muy usados en la actualidad principalmente por el menor tamaño de los equipos y menor consumo de energía que cuando se usan soluciones de aminas convencionales. Todas las ventajas de la MDEA son válidas para los solventes formulados, pero generalmente en mayor grado. Ejemplos de la capacidad de algunas formulaciones [6]: •

•

•

•

A)

El rechazo (o desplazamiento) de una mayor cantidad de CO 2 en el gas de entrada hacia el gas de salida que la MDEA y al mismo tiempo remover H2S hasta menos de 4 ppm V/V. La remoción del CO2 hasta un nivel apropiado para uso en procesos criogénicos. La remoción del CO2 en plantas de amoníaco. La reducción del H2S hasta 4 ppm V/V y CO 2 hasta 2 % mol/mol, este último caso es también llamado “remoción de CO 2 a granel”. Monoetanolamina. Las soluciones acuosas de MEA son ampliamente usadas desde hace años para remover CO2 y H2S de las corrientes de gas natural y algunos gases sintéticos; pero está siendo reemplazada por soluciones más eficientes, especialmente para el tratamiento de gas natural a alta presión. Sin embargo, la MEA es aun preferida para concentraciones bajas de CO 2 y H2S y contenidos bajos de contaminantes como sulfuro de carbonilo (COS) y sulfuro de carbono (CS2). Ventajas: •

•

•

La masa relativa molecular baja produce soluciones de alta capacidad con concentraciones en masa moderadas. La alcalinidad alta. La facilidad con la cual puede ser recuperada ( reclaimed ) desde soluciones contaminadas.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Desventajas: •

•

•

B)

La reacción con COS y CS2 generan productos irreversibles y origina pérdidas excesivas de la solución. Las soluciones de MEA son las más corrosivas de las aminas, sobre todo cuando la concentración excede 20 % m/m y las soluciones tienen un alto contenido de componentes ácidos. Sin embargo, procesos con inhibidores de corrosión pueden solventar el problema de la corrosión. La MEA tiene la mayor presión de vapor que el resto de las aminas usadas para tratamiento de gas, las pérdidas por evaporación en la Torre Absorbedora y la Torre Despojadora pueden ser altas; pero esto puede ser minimizado usando agua de lavado.

Dietanolamina. Las soluciones acuosas de DEA han sido usadas en el tratamiento de gases de refinería con contenido alto de COS y CS 2, además de CO 2 y H2S. Las aminas secundarias son menos selectivas al COS y CS 2 que las primarias y los productos de reacción no son particularmente corrosivos. Ventajas: •

•

•

Según lo anterior, la DEA y otras aminas secundarias son la mejor elección para tratar corrientes de gas con COS y CS 2. La presión de vapor baja la hace adecuada para operaciones de baja presión, donde las pérdidas por vaporización son despreciables. La DEA es químicamente más débil que la MEA y se requiere menos calor para el despojamiento.

Desventajas: •

La recuperación de las soluciones contaminadas de DEA pueden requerir destilación al vacío, porque dicha recuperación no se puede realizar a la temperatura del rehervidor que se usaría para la MEA.

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C)

La DEA experimenta varias reacciones irreversibles con CO2, las cuales forman productos corrosivos. Por esta desventaja, la DEA puede no ser la selección adecuada para endulzar gases con alto contenido de CO 2.

Metildietanolamina. Las soluciones de MDEA tienen una absorción selectiva de H 2S en la presencia de CO2, especialmente cuando la relación CO 2/H2S es muy alta, esto tiene un interés considerable en el tratamiento de gases producidos de la gasificación del carbón y plantas de gas de cola con procesos Claus. Ventaja: •

•

La selectividad para el H 2S disminuye el flujo requerido de solución porque solo se remueve un componente ácido, la sección de regeneración de amina es relativamente menor y el gas que sale del Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora tiene un alto contenido de H 2S, lo cual es un beneficio si el gas es llevado a un proceso de recuperación de azufre. La MDEA es altamente resistente a la degradación térmica y química, es esencialmente no corrosiva, tiene calores específicos y de reacción bajos con CO 2 y H2S y tiene poca miscibilidad con los hidrocarburos.

Desventajas: •

La selectividad para el H 2S origina que el gas de salida tenga una concentración más alta de CO 2, un tratamiento adicional puede ser requerido.

11.3.2. Reacciones de las Aminas con los Componentes Ácidos y Selectividad Las reacciones básicas para el CO 2 y H2S y aminas primarias y secundarias son [6], [8] : Para CO2: RR’NH2+ ↔ H+ + RR’NH (protonación de la alcanolamina) RR’NCOO + H2O ↔ RR’NH + HCO 3 (formación del carbamato) −

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−

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H2O + CO 2 ↔ H+ + HCO3 (hidrólisis e ionización CO 2 disuelto) −

HCO3

−

+ ↔ H +

CO32

−

H2O ↔ H+ + OH (ionización del agua) −

Para H2S: RR’NH2+ ↔ H+ + RR’NH (protonación de la alcanolamina) H2S ↔ H+ + S (ionización del H 2S disuelto) −

HS

−

+ ↔ H +

S2

−

H2O ↔ H+ + OH (ionización del agua) −

Las reacciones de la derecha ocurren a presiones altas y/o temperaturas bajas, las de la izquierda, a temperaturas altas y/o presiones bajas. El CO2 y el H2S reaccionan diferentemente con la amina y las velocidades de absorción física son controladas por resistencias en fases diferentes. Cuando el CO2 se disuelve en la amina, se une químicamente a esta en una reacción de velocidad finita. A bajas temperaturas, los productos de la reacción son estables y requieren calor y vapor de despojamiento para descomponerse y revertir la reacción. Por el otro lado, cuando el H 2S se disuelve en la amina, se convierte inmediatamente de sulfuro en iones de bisulfuro por medio de una reacción de protonación instantánea con los iones de hidrógeno, sin involucrar directamente a la amina. Las reacciones de protonación son inmediatamente reversibles y la duración de la reversibilidad depende de la alcalinidad de la amina y no de la cinética de la reacción. Mientras que el CO 2 reacciona relativamente lento y el H 2S rápidamente, el CO 2 forma productos estables de reacción; pero el H2S forma productos que se descomponen fácilmente. Si la mezcla de compuestos ácidos y la amina están expuestas por un corto tiempo, el H2S será absorbido más rápidamente que el CO 2. La cinética de la reacción hace que la amina sea selectiva hacia el H 2S. Sin embargo, si los componentes permanecen el tiempo suficiente en contacto con la amina, ambos componentes ácidos serán absorbidos; pero mientras se absorbe el CO2, se consume amina y esto reduce la alcalinidad de la solución. En algún punto, la alcalinidad baja mucho como para mantener todo el H 2S en su forma protonada. Consecuentemente, el HS − y el S 2− se desprotonan y el H 2S comienza una desorción. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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La selectividad de una amina hacia el H 2S está basada en la selección de la amina, típicamente una terciaria, el control de la alcalinidad adecuada y de la correcta reactividad hacia el CO 2, permitiendo un tiempo de contacto adecuado y usando los internos apropiados en la Torre Absorbedora. Aditivos químicos llamados “activadores” son añadidos a la solución de MDEA para mejorar la absorción de CO 2, la solución es llamada MDEA activada (activated MDEA). Los activadores pueden ser aminas secundarias para acelerar la reacción con el CO 2 y otros químicos como la piperazina usada en formulaciones propietarias. 11.3.3. Selección del Tipo de Amina La selección del tipo de amina, diferente a una solución formulada comercialmente, depende principalmente de los componentes presentes en el gas, la cantidad requerida de remoción de los componentes ácidos y de la presión en la Torre Absorbedora. El Cuadro 5 contiene una guía para la selección del tipo de amina y puede ser usada de la manera siguiente: •

•

•

•

Si se requiere una concentración del CO2 menor de 50 ppm V/V en el gas dulce, se recomienda el uso de MEA; pero una presión baja de operación en la Torre Absorbedora generará pérdidas significativas por evaporación, por tal motivo se recomienda el uso para una alta presión. El nivel alto de corrosión requerirá del uso de algún inhibidor. Si se requiere la remoción de COS y CS 2, la DEA es la mejor opción. Si se requiere solo la remoción de H 2S, se recomienda el uso de la MDEA por su selectividad. Cuando la selección no es obvia, es posible que se requiera la evaluación de al menos dos tipos de aminas por medio de una simulación, para conocer los resultados de flujo requerido de la solución, pérdidas de la amina y consumo de energía en el rehervidor antes de tomar una decisión.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 5. Guía para la selección del tipo de amina Componente para remoción

Amin a

a

a

CO2 [ppm V/V]

H2S [ppm V/V]

COS y CS2

MEA

< 50

<3

No es recomendado

DEA

< 200

<3

< 1000 (c)

<3

MDEA

La mejor opción (Sin información)

[1], [8]

.

Presión Nivel de relativa corrosión recomendada Alta (b)

Alta

(c)

Intermedia

(c)

Baja

Notas: (a) Los valores son limites generales de cuan baja puede ser la concentración del componente en el gas dulce. (b) MEA: se recomienda una presión de operación relativamente alta para minimizar las pérdidas por evaporación. DEA y MDEA: el proceso puede ser operado a baja o alta presión. (c) Hasta un rechazo máximo.

11.3.4. Pérdidas de Amina Las pérdidas de amina se originan en varios puntos del proceso y algunas son inevitables; pero se pueden minimizar con un diseño adecuado. Las pérdidas por evaporación son generalmente insignificantes por la baja presión de vapor de las aminas [8], aunque el uso de MEA en torres de absorción de baja presión puede originar pérdidas relativamente significativas. En la mayoría de los casos, el arrastre de gotas de amina genera la mayor cantidad de pérdidas, las cuales son ocasionadas por un diseño ineficiente de los extractores de niebla o por la formación de espuma y subsecuente transporte en la solución. El Cuadro 6 resume las pérdidas de amina que ocurren aun con un buen diseño y correcta operación de la UEGA. Un simulador de procesos solo puede estimar las pérdidas por evaporación, más no las de arrastre. Las pérdidas por fugas y drenajes operacionales no son contabilizadas.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 6. Tipos, ubicación y causa de las pérdidas de amina. Tipo de pérdid a

Ubicación Tope de la Torre Absorbedora

Por arrastre (mecánicas)

Tambor de Expansión de Amina Rica Torre Despojadora

Por evaporación (termodinámicas)

Tope de la Torre Absorbedora Tambor de Expansión de Amina Rica Torre Despojadora

Causa Arrastre de gotas de amina que no son retenidas por el extractor de niebla Arrastre de gotas de amina en gas expandido Arrastre de gotas de amina en el vapor de agua Vapor de amina contenido en el gas dulce Vapor de amina contenido en el gas expandido Vapor de amina contenido en el vapor de agua

La Ref. [8] indica que un diseño adecuado debe tener pérdidas por arrastre menores de 8,9 kg de amina por 10 6 Sm3 de gas endulzado (0,5 lb/MMSft 3); pero también indica que un valor de 48 kg de amina por 10 6 Sm3 de gas endulzado (3 lb/MMSft 3) es común. Debido a que el uso del menor valor como criterio de diseño pudiese ser muy riguroso, se recomienda que el vendedor suministre y garantice las pérdidas de amina por evaporización y arrastre, y que la evaluación técnica de varios oferentes considere (entre otros factores), la menor pérdida de amina. 11.3.5. Recuperación Térmica de la Amina Los productos de alta temperatura de degradación de las aminas, así como los sólidos suspendidos, pueden ser removidos de la solución de amina con la destilación de una corriente lateral de flujo bajo, generalmente entre el 0,5 % (× 0,005) y 2 % ( × 0,02) del flujo de recirculación. La corriente lateral es retirada de la solución que deja el Rehervidor de la Torre Despojadora y es llevada a un pequeño intercambiador de recuperación ( reclaimer ). La recuperación es usualmente requerida para la MEA y DGA [6] y es realizada a la presión de operación de la Torre Despojadora (Figura 8).Si se requiere recuperación de la DEA y MDEA, el proceso es realizado en vacío porque éstas 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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se degradan a la temperatura correspondiente de la presión atmosférica o mayor. La operación de la recuperación para la MEA es semicontinua. El rehervidor de recuperación (generalmente tipo kettle ) es llenado con la solución caliente de amina y si es necesario se añade ceniza de soda (carbonato de sodio). En la medida que aumenta la temperatura en el rehervidor comienza la destilación del líquido. El vapor es enviado a la Torre Despojadora; pero también existe la posibilidad de condensarlo y bombearlo a otro punto de sistema de amina. Al comienzo de la destilación, el vapor es principalmente agua, esto origina una concentración de la amina en la solución y un aumento de la temperatura, para finalmente comenzar la destilación de la amina. Se agrega solución fresca (sin recuperar) hasta que el punto de ebullición alcanza de 140 °C (280 °F) a 150 °C (300 °F). La destilación continúa y se añade agua para recuperar la amina residual en el rehervidor, el cual es luego drenado para eliminar el “lodo” antes de comenzar un nuevo ciclo de recuperación. La disposición del lodo debe seguir la normativa ambiental local.

T-1002

Ami na po bre E-1002 Medio de calentamiento

Figura 8. Ejemplo del proceso de recuperación de MEA. El vendedor de la UEGA debe informar si se requiere algún proceso de recuperación.

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11.4.


Solución Acuosa de la Amina

11.4.1. Concentración de la Amina La selección de la concentración de la amina es algo arbitraria y es usualmente obtenida en base a la experiencia operacional. El Cuadro 7 muestra las concentraciones típicas e información adicional. Luego de seleccionar el tipo de amina, se recomienda usar el valor más bajo del Cuadro 7 en la simulación del proceso y aumentar el valor si es requerido. Cuadro 7. Concentraciones típicas de las aminas [6]. Am ina

Rango r ecomendado d e la concentración másica [%]

MEA

15 a 25

DEA

30 a 40 40 a 50

MDEA

a

Nota: (a) Una concentración de hasta 32 % puede ser usada con inhibidor de corrosión [8].

11.4.2. Flujo de Recirculación de Amina La literatura especializada dispone de rangos de flujo de gas por flujo de solución de amina o rangos de moles del componente ácido por moles de amina para estimar el flujo de recirculación. El Cuadro 8 muestra valores recomendados para determinar el flujo de recirculación de la solución de amina y dichos valores son solo usados para obtener un estimado porque varios factores tienen que ser considerados para un diseño apropiado [6], por ejemplo la presión parcial del componente ácido y la concentración de la solución de amina.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 8. Recolección total de los componentes ácidos según el tipo de amina [6]. Am ina

Rango normales [mol del componente ácido/ [Sm3/m3] (a) mol de la amina]

[Sft3/gal] (a)

MEA

3,1 a 4,3

23,2 a 32,2

0,33 a 0,40

DEA

6,7 a 7,5

50,1 a 56,1

0,20 a 0,80

MDEA

4,7 a 7,3

35,2 a 54,6

0,20 a 0,80

Notas: (a) Volumen de gas ácido que alimenta a la Torre Absorbedora a las condiciones base entre volumen de solución de amina.

El flujo de recirculación de amina puede ser estimado con la ecuación siguiente: R A

=

( M & CO2

& M H2S

+

AG

)

⋅

M A

( x A / 100 )

Ec. 1

Donde: R A

es el flujo de recirculación de la solución de amina en kg/h (lb/h);

M CO2

es el flujo molar del CO 2 en el gas ácido que entra a la Torre Absorbedora en kg m/kgmol (lbm/lbmol);

M H2S

es el flujo molar del H 2S en el gas ácido que entra a la Torre Absorbedora en kg m/kgmol (lbm/lbmol);

M A

es la masa molecular relativa de la amina kg m/kgmol (lbm/lbmol);

AG

es la recolección del gas en moles del componente ácido/moles de la amina;

x A

es la concentración de la amina en la solución acuosa en % m/m.

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Ejemplo de cálculo: M CO2

= 68,01 kgmol/h, obtenido de la simulación del proceso.

M H2S

= 84,69 kgmol/h, obtenido de la simulación del proceso.

M A

=105,14 kgm/kgmol (lbm/lbmol), obtenida del Cuadro 4.

Para los valores más bajos de los cuadros: AG

= 0,20 moles del componente ácido/moles de la amina, obtenida del Cuadro 8 para la DEA.

x A

= 30 % m/m, obtenida del Cuadro 7.

R A R A

=

(68,01 kgmol /h + 84,69 kgmol /h) 105,14 kgm /kgmol ⋅ (30 % / 100 ) 0,2 mol/mol

= 267 581,2 kg/h.

Para los valores más altos de los cuadros: AG

= 0,80 moles del componente ácido/moles de la amina, obtenida del Cuadro 8 para la DEA.

x A

= 40 % m/m, obtenida del Cuadro 7.

R A R A

=

(68,01 kgmol /h + 84,69 kgmol /h) 105,14 kgm /kgmol ⋅ 0,8 mol/mol (40 % / 100 )

= 50 171,5 kg/h.

La diferencia de un orden de magnitud se origina por el rango del valor de AG. El elaborador de una simulación del proceso de endulzamiento tiene la opción de usar los valores más bajos recomendados para obtener el flujo inicial de recirculación más alto y usarlo en la simulación; para finalmente ajustarlo hasta obtener la especificación solicitada del contenido de los componentes ácidos en el gas dulce.

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11.4.3. Degradación de la Solución de Amina La solución de amina se puede degradar por los motivos siguientes: •

El contacto con oxígeno libre origina la oxidación directa de las aminas en ácidos orgánicos y una reacción indirecta con el H 2S para formar azufre elemental, el cual luego reacciona con las aminas para formar ditiocarbamatos, tiourea y otros productos de descomposición. La MEA parece ser más susceptible a la oxidación que las aminas secundarias y terciarias. Una concentración menor de 100 ppm V/V puede degradar la amina [7]. El contacto con oxígeno es minimizado con uso de gas de manto en los recipientes que almacenan amina, especialmente tanques de almacenamiento y recipientes recolectores de drenaje. El gas de manto recomendado por algunos vendedores es nitrógeno; pero si no está disponible se consulta si se puede usar gas combustible tratado.

•

La mayoría de las aminas comerciales (no formuladas por vendedores) reaccionan con CO 2 para formar productos de degradación, los cuales reducen la capacidad de absorción de la solución, incrementan la viscosidad y la tendencia a la formación de espuma, y en algunos casos contribuyen a la corrosión en la UEGA. Las reacciones de degradación pueden ser limitadas evitando temperaturas elevadas, por ejemplo, limitando el calor de rehervidor combinado con un flujo elevado de circulación a través de éste. La recomendación es que el vendedor garantice que la temperatura seleccionada de operación del Rehervidor de la Torre de Despojamiento o la formulación de la solución de amina no genere reacciones con el CO 2 que degraden significativamente la solución.

•

•

Las aminas reaccionan de manera irreversible con el COS y CS 2, aunque las aminas terciarias no reaccionan con el CS 2. Se recomienda confirmar que el gas de alimentación haya sido analizado para comprobar la presencia de COS y CS 2. La experiencia de inelectra en Proyectos de endulzamiento es que muy pocas veces se han suministrado análisis de gas que contengan ambos componentes. Otros compuestos que degradan las soluciones de aminas son ácidos orgánicos (por ejemplo, ácido fórmico y acético), cloruro de hidrógeno

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS (HCl), ácido cianhídrico (HCN), dióxido de azufre (SO 2), amoníaco (NH3) y mercaptanos. Estos ácidos forman sales con las aminas y si son más fuertes que el CO 2 y el H 2S, las sales no son descompuestas eficientemente durante el despojamiento. Soda caústica (NaOH) es generalmente añadida a la solución para unir los ácidos en sales de sodio y liberar la amina, sin embargo, el contenido de sales de sodio tiene que ser limitado, el límite máximo recomendado es 10 % m/m.

•

12.

Por temperaturas del rehervidor de la Torre Despojadora superiores a 74 °C (165 °F), si se trata de aminas no formuladas.

EQUIPOS

12.1.1. Torre Absorbedora La especificación general de la Disciplina de Procesos considera que la torre está dividida en una sección de separación y otra de contacto. A)

Sección de separación. Función: La remoción del agua libre, hidrocarburos líquidos y/o otras impurezas que pudiesen contaminar la amina u ocasionar problemas operacionales. Ejemplos: sales disueltas en el agua, lubricantes provenientes de compresores, químicos usados para tratamiento en las facilidades de producción, partículas sólidas como arena y óxido. Tipos: Este separador puede ser un equipo integrado o independiente a la Torre Absorbedora (Figura 9). La especificación de Procesos solicita un equipo integrado a la Torre Absorbedora para disminuir costos y espacio requerido; pero el equipo independiente es recomendado con las consideraciones siguientes: •

Si parte del gas será desviado aguas abajo del separador, es decir que no se requiere endulzar todo el gas ácido.

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•

Si la altura total de la Torre Absorbedora con la sección de separación fuese tal que el vendedor recomiende una instalación independiente.

Gas dulce

Gas dulce Ami na pobre desde la regeneración

Ami na po bre desde la regeneración n#

n#

Plato chimenea MIN

LC

1# LC

1# Gas ácido

Ami na rica haci a la regeneración

Gas ácido LC

LC

Líquidos en el gas

Ami na rica haci a la regeneración

Líquidos en el gas

Con la sección de separación integrada

Con Separador de Entrada in dependiente

Figura 9. Esquema de la Torre Absorbedora con la sección de separación integrada o con un Separador de Entrada independiente. Si se especifica un Separador de Entrada, éste es generalmente vertical porque el flujo de líquido es relativamente bajo comparado con el flujo de gas. Cuando el proceso de endulzamiento es instalado en las facilidades de producción, existe la posibilidad que se requiera un recipiente para recepción de volúmenes de líquido aguas arriba de la UEGA. El Separador de Entrada independiente es instalado lo más cerca posible de la Torre Absorbedora para evitar la condensación de líquido.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Especificaciones básicas: •

•

•

Extractor de niebla (malla o vanes) para la remoción de partículas líquidas mayores de 10 μm y una eficiencia mayor de 99 %. Si el gas ácido tiene un alto contenido de aceite de lubricación, el vendedor debe informar si es requerido el uso de cartuchos de filtrado. La sección de separación (o un Separador de Entrada) es de acero al carbono con enchapado interno de acero inoxidable.

Instrumentación m ínima: Véanse la descripción para la sección de absorción y la Figura 13. Más info rmación: •

•

B)

Si la corriente de gas ácido de alimentación contiene dos fases líquidas (agua libre e hidrocarburo), se recomienda que la sección de separación sea bifásica y la separación trifásica sea realizada en un equipo aguas abajo diseñado para tal propósito. Consúltese el INEDON “Guía para el Dimensionamiento de los Separadores Bifásicos”, N° 903-HM120-P09-GUD-065, para más información sobre este tipo de equipo.

Sección de absorción. Función: En esta sección es donde se realiza la absorción de los componentes ácidos con la amina. El diseño típico es con el flujo cruzado, el gas asciende y la solución de amina desciende. Efecto térmico de la absorc ión: La sección de absorción opera como un reactor y como un intercambiador de calor [8]. Una cantidad considerable de calor es liberada por la absorción y la subsecuente reacción exotérmica de los componentes ácidos en la solución de amina. La mayoría del calor liberado es originada

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS en el fondo de la torre, el gas ácido que entra es primero calentado en el fondo por la amina y después enfriado por la amina pobre. La Figura 10 muestra el cambio de la temperatura del gas en los platos de la Torre Absorbedora. El abultamiento es resultado del gas frío de alimentación absorbiendo calor de la amina rica en el fondo de la torre, después pierde el calor con la amina pobre que entra por el tope (cima). El tamaño, forma y ubicación (en los platos) del abultamiento depende del contenido y calor de reacción de los componentes ácidos y de los flujos de gas y líquido en la torre. En las simulaciones mostradas en los anexos de este INEDON, el abultamiento no es apreciable; pero si un perfil de temperatura. Temperatura [°F]

80

Amina pobre

100

120

140

2 ) e p o t l o e t a a i l p c l a e h d o o r d e n o f m ú l N e e d s e d (

4 6 8 10 12 14 16 18

Gas de alimentación

20 27

38

49 Temperatura [°C]

60

Figura 10. Temperatura del gas en la torre absorbedora para una solución de DEA (27 % m/m) y absorción de CO 2 [8]*.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Internos: •

Platos (bandejas) perforados (Figura 11): En la actualidad, los platos perforados son probablemente los más comunes para la Torre Absorbedora y la Torre Despojadora en instalaciones convencionales y de relativamente gran capacidad [8]. Las torres absorbedoras tienen alrededor de 20 a 25 platos.

•

Platos con válvulas y de burbujeo (Figura 11): También son usados y su selección puede ser más una razón económica, porque correctamente diseñados tendrán el mismo desempeño que los platos perforados.

•

Empaque estructurado (Figura 12): Es principalmente usado cuando se requieren 1) una baja pérdida de presión o velocidades altas del gas, 2) poca altura para la torre. En las adecuaciones o remodelaciones de torres existentes que requieren aumentar el flujo de gas, es la primera opción.

•

Empaque aleatorio (Figura 12): Este tipo de interno es solo recomendado para torres con diámetros iguales o menores de 300 mm (12 in), siendo los empaques más usados las sillas de cerámica y los anillos Pall.

Cuando la Torre Absorbedora tiene la sección de separación integrada, se requiere un plato chimenea (Figura 9) como plato de fondo de la sección de absorción para permitir la acumulación de la amina rica y lograr el control de nivel y un tiempo de residencia para acción de los operadores. Dimensiones: La altura de la torre dependerá de la cantidad de platos requeridos o de la altura total del empaque seleccionado. El diámetro es generalmente limitado por la velocidad del gas requerida para tener la pérdida de presión especificada y garantizar la eficiencia de separación del extractor de niebla.

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Flujo de gas a través de una tapa de burbujeo

Flujo de gas a través de las perforaciones

Flujo de gas a través de las válvulas

Figura 11. Platos de destilación

(Sulzer Chemtech)

Empaques estructu rados

[6]

.

Silla

Anillos Pall

(Asiaron)

(Asiaron)

Empaques aleatorios

Figura 12. Ejemplos de empaques estructurados y aleatorios.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Pérdida de presión: La Torre Absorbedora es un equipo que genera pérdida de presión y no es conveniente usar un valor de cero (0) como se estila con los separadores, especialmente en los procesos de tratamiento de gas donde la disponibilidad de presión sea escasa. Las pérdidas de presión son originadas por: •

Las boquillas de entrada y salida.

•

El extractor de niebla.

•

•

Los platos (incluyendo el nivel de líquido que origina una presión estática) o la sección empacada El deflector o distribuidor de líquido en la sección de separación del fondo de la torre.

Especificaciones básicas: •

•

•

•

•

•

Los platos perforados son preferidos, a excepción que la Torre Absorbedora sea existente y se determine que un empaque permite lograr las especificaciones del proceso y con cambios operacionales, por ejemplo un aumento el flujo de gas ácido. El uso de empaque requiere de al menos un distribuidor de líquido para la amina pobre y evitar canalizaciones de este fluido. Extractor de niebla (malla o vanes ) para la remoción de partículas líquidas mayores de 5 μm y una eficiencia mayor de 99 %. La Disciplina de Procesos verifica si existe un equipo aguas abajo de la Torre Absorbedora que requiera una especificación más exigente. La pérdida total de presión del gas en la Torre Absorbedora no excede generalmente de 0,5 bar (7,3 psi). El flujo mínimo ( turndown ) de gas que puede procesar la Torre Absorbedora es 30 % (× 0,3) del flujo normal de operación. La sección de absorción es de acero al carbono con internos de acero inoxidable. Algunos fabricantes pueden sugerir el uso de

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS enchapado interno de acero inoxidable en las adyacencias de los platos más bajos cuando el contenido de componentes ácidos y la combinación presión/temperatura así lo ameritan. Instrumentación m ínima: La Figura 13 muestra la instrumentación mínima requerida asociada a la Torre Absorbedora: a)

b)

Indicadores locales de presión y temperatura: (1)

Los manómetros permiten conocer la presión en varias ubicaciones de la torre y establecer diferencias de presión a través de los extractores de niebla y los platos. Véanse las especificaciones del Proyecto para saber si el uso de indicadores diferenciales (PID) locales o en sala de control son exigidos.

(2)

Los indicadores de temperatura permiten temperatura del gas ácido y del dulce.

la

Control de nivel: (3)

c)

conocer

Lógica de control para el nivel de amina rica en el plato tipo chimenea y para el nivel del líquido separado en el fondo de la Torre Absorbedora. La indicación del modo de falla debido a la pérdida del medio motriz para el actuador es la recomendada; pero se verifica si existe adicionalmente algún requerimiento de hermeticidad para las válvulas (por ejemplo, TSO: tight shutoff ).

Sistema de parada: (4)

El uso de válvulas de sistema de parada es típico en las líneas de amina rica y del líquido separado en el fondo de la torre.

(5)

Las válvulas del sistema de parada en las líneas de gas pueden estar ubicadas adyacentes a la torre u otro sitio para limitar el volumen de gas.

(6)

Indicadores de nivel para la amina rica y el líquido separado en el fondo de la columna, ambos asociados al sistema de parada.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS d)

Alivio de presión: (7)

Véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041, para información detallada sobre los dispositivos de alivio de presión.

12.1.2. Tambor de Expansión de Amina Rica Función: La remoción de los hidrocarburos gaseosos disueltos o arrastrados por la amina rica o evaporados debido a la disminución de presión. Si el gas contiene hidrocarburos pesados estos pueden ser también arrastrados por la amina rica. La cantidad y tipo de hidrocarburos depende de las condiciones de operación de la Torre Absorbedora y la composición del gas ácido. Tipos: El Tambor de Expansión de Amina Rica es generalmente un separador horizontal porque el flujo de gas es bajo con respecto al flujo de líquido. Dependiendo de la existencia o no de una corriente de hidrocarburo líquido el tipo puede ser: •

Separador bifásico, gas-líquido (Figura 14): El Tambor de Expansión de Amina Rica es especificado como un separador bifásico cuando no existe la posibilidad que se genere una segunda fase líquida.

•

Separador trifásico, gas-líquido-líquido (Figura 15): Una separación trifásica es requerida cuando la amina rica contiene una fase de hidrocarburo líquido, si ésta entra a la Torre Absorbedora, se puede formar espuma y ensuciar los tubos del Rehervidor de la Torre Absorbedora. Debido al tamaño de las partículas de hidrocarburo líquido, es común el uso de elementos coalescedores como interno del Tambor de Expansión de Amina Rica. El destino de la fase de hidrocarburo líquido considera si el flujo es continúo, en este caso se recomienda que sea enviado a un sistema de

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS drenaje cerrado o de recuperación de hidrocarburo. En algunos Proyectos, esta fase ha sido enviada al sistema de drenaje de amina (véase la Sección 14.2) cuando el flujo es muy bajo, permitiendo la acumulación de líquido en el Tambor de Expansión de Amina Rica. El uso de una conexión para camión de vacío, con el objeto de extraer la fase de hidrocarburo desde el tambor, no es generalmente permitido porque dicha fase no está estabilizada.

•

Separador con torre de empaque integrada (Figura 16): Algunos vendedores recomiendan una pequeña torre con empaque para lavado con amina pobre para remover H 2S del gas expandido si este es usado como gas combustible dulce. La amina pobre es obtenida de la corriente que va hacia la Torre Absorbedora.


•

•

Elemento coalescedor para un separador trifásico para mejorar la separación de las dos fases líquidas y minimizar el tamaño del separador. El tiempo de retención típico es de de 5 min a 30 min. Un tiempo de residencia menor se puede usar cuando el gas a tratar es relativamente pobre en componentes pesados. Para un separador bifásico el tiempo de retención se encuentra entre 10 min y 15 min típicamente [8]; para un separador trifásico el tiempo de retención está entre 20 min a 30 min. El material de construcción es acero al carbono con internos de acero inoxidable.

Instrumentación m ínima: La Figura 14 y Figura 15 muestran la instrumentación mínima requerida asociada al Tambor de Expansión de Amina Rica: a)

Indicadores locales de presión: (1)

El manómetro es siempre incluido en los separadores.

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b)

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Control de nivel: (2)

Lógica de control y señal para el sistema sistema de parada en el nivel de amina rica. Se recomienda que la válvula de control está ubicada lo más cerca posible a la entrada de la Torre Despojadora para limitar los problemas de corrosión generados por la evaporación de los compuestos corrosivos aguas abajo de la válvula. En el caso de un separador trifásico (Figura 15), se requiere un control para la amina rica y para el hidrocarburo líquido, este último es posible que opere con una válvula que abra completamente con un nivel alto y cierre completamente con un nivel bajo (modalidad de on-off ) cuando el flujo de hidrocarburo líquido es muy bajo o discontinuo.

c)

Control de presión: (3)

Lógica de control de presión en el separador. El gas expandido puede ser evacuado hacia otra unidad para incineración, compresión, tratamiento y reutilización o el sistema de alivio de presión. Verifíquense las Bases de Diseño del Proyecto para saber si solicita una válvula de control de presión hacia el sistema de alivio; la Figura 15 muestra una válvula autoregulada; pero el Cliente puede solicitar una válvula de control con rango compartido en la señal de presión.

d)

Medición de flujo: (4)

e)


f)

Verifíquense las Bases de Diseño del Proyecto para saber si solicita medición de flujo del gas expandido.

El uso de válvulas de sistema de parada en la línea de salida de amina rica puede ser un requerimiento del Proyecto.


Véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041 903-HM120-P09-GUD-041,, para información detallada sobre los dispositivos de alivio de presión.


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Hacia otra Unidad Ami na po br bre e para l avado

Ami na ric r ica a desd e la Torre Absorbedora

Ami na ri ca hac ia el Intercambiador de Calor de Amina Rica / Amina Pobre

Figura 16. Ejemplo de un separador con torre de empaque. Información adicional: •

•

Consúltese el INEDON “Guía para el Dimensionamiento de los Separadores Bifásicos”, N° 903-HM120-P09-GUD-065 903-HM120-P09-GUD-065,, para más información sobre este tipo de equipo. En las aplicaciones de refinería, donde la contaminación de la amina con hidrocarburos pesados es inminente, se recomienda una presión de operación entre 0,34 barg (5 psig) y 0,7 barg (10 psig) para evitar la acumulación de dichos hidrocarburos, los cuales fomentan la formación de espuma. Es probable que la presión de operación baja origine el requerimiento de bombas para transportar la amina rica hasta la Torre Despojadora


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12.1.3. Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre Función: El precalentamiento de la amina rica antes de entrar a la Torre Despojadora por medio de la transferencia de calor con la corriente de amina pobre, la cual es enfriada antes de llegar a la Torre Absorbedora u otro enfriador. Tipos: El Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre es generalmente un equipo integrado, bien sea porque se usa un intercambiador doble tubo o uno de placas paralelas (Figura 17). En los últimos Proyectos y Propuestas técnicas, se ha visto la preferencia de los vendedores en suministrar intercambiadores de placas paralelas, cuando el espacio físico no está limitado. Si se acepta el uso de dicho tipo de intercambiador, la especificación de Procesos indica que el diseño garantiza un valor máximo de fuga entre las corrientes y el personal de la Disciplina evalúa si el valor suministrado por el vendedor es aceptable. La Figura 17 muestra un (1) intercambiador; pero el requerimiento de transferencia de calor, los flujos de amina rica y pobre, y las temperaturas de las corrientes, puede originar el uso de varios intercambiadores instalados en paralelo. La ubicación de las conexiones de drenaje son representativas, lo importante es proveer la facilidad de drenaje para los lados de amina rica y amina pobre. Véase el INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027, para más información sobre los tipos de intercambiadores. Especificaciones básicas: •

Factor de sobre diseño según el tipo de intercambiador de calor: o

Placa paralelas: 110 % (× 1,1).

o

Carcasa y tubo: 110 % (× 1,1).

o

Doble tubo: 125 % (× 1,25).

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El valor recomendado para el factor de ensuciamiento es 0,0011 m 2·°C/W (0,002 h·ft2·°F/BTU) para soluciones de MEA y DEA, el valor fue obtenido del INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027; para la MDEA se puede también usar. Sin embargo, se recomienda indicar en la HdD que el factor de ensuciamiento suministrado es de referencia y el vendedor puede proponer otro valor avalado técnicamente en función del tipo de amina, su concentración, el uso de aditivos y tipo de intercambiador de calor. En el caso de los intercambiadores de placas paralelas, los factores de ensuciamiento son menores que en los intercambiadores de carcasa y tubo [10], [12]. El Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre es especificado con aislamiento térmico para conservación de calor. El marco es especificado de acero al carbono con protección epóxica y las placas son de acero inoxidable. La pérdida de presión general es de 0,7 bar (10 psi) en ambos lados, valores más altos pueden ser permitidos si la presión de operación de los equipos lo permite y cuando no se genere vaporización excesiva de los componentes ácidos.

Instrumentación mínima: (1)

La Figura 17 muestra los indicadores locales de temperatura en algunas corrientes con la suposición que existe un instrumento de ese tipo en el equipo de donde viene o a donde llega la amina.

(2)

La válvula de alivio de presión está ubicada en el lado de salida de la amina rica (corriente fría) y es generalmente diseñada para expansión hidráulica, véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041.

12.1.4. Torre Despojadora Función: La reversión de la reacción (Sección 11.3.2) para desorber los componentes ácidos por medio del suministro de calor y despojamiento con vapor de agua.

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Internos, Dimensiones y Pérdida de Presión: •

•

•

Véase la Sección 12.1.1. Un plato tipo chimenea es requerido para el retiro hacia el Rehervidor de la Torre Despojadora. El extractor de niebla no es requerido. EXPANSIÓN HIDRÁULICA AJUSTE @ X X LETRA X Hacia el Sistema de Drenaje de Amina X

Ami na ri ca hac ia la Torre Absorbedora

TSV ###

2

Ami na pobre des de la Bomba de Amina Pobre

LO FB X X

X LO FB

TI ### X

X X

X

E-1001 X

1 Ami na po bre haci a el Enfriador de Amina Pobre

X TI ###

X X TI ###

X

X X

Ami na ri ca des de el Tambor Expansión de Amina Rica

X

X

DA

X

DA

Figura 17. Intercambiador de Amina Rica / Amina Pobre (simbología para intercambiador de placas paralelas). 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

•

•

•

•

•

•

Los platos perforados son preferidos, a excepción que la Torre Despojadora sea existente y se determine que un empaque permite lograr las especificaciones del proceso y los cambios operacionales. El reflujo entra el por plato superior y la amina rica dos platos más abajo. El uso de empaque requiere de al menos un distribuidor de líquido para la amina rica y el reflujo para evitar canalizaciones de estos fluidos. La pérdida total de presión del gas en la Torre Despojadora será especificada por el vendedor. La presión externa de diseño es FV (vacío completo) debido a la presencia de vapor de agua que puede condensar. El flujo mínimo ( turndown ) de gas que puede procesar la Torre Despojadora es la equivalencia en tráfico de vapor de agua y solución de amina que corresponda con el 30 % (× 0,3) del flujo normal de operación de la Torre Absorbedora. La torre requiere aislamiento térmico para conservación de calor. La sección superior de la Torre Despojadora es la más propensa a la corrosión y se suele usar acero al carbono con enchapado de acero inoxidable para el tercio superior de la altura total, el resto (la sección inferior) puede ser de acero al carbono, sin embargo, el vendedor puede proponer que toda la torre sea de acero al carbono con enchapado de acero inoxidable. Los internos son de acero inoxidable.

Instrumentación m ínima: La Figura 18 muestra la instrumentación mínima requerida asociada a la Torre Despojadora: a)


Los manómetros permiten conocer la presión en varias ubicaciones de la torre y establecer diferencias de presión a través de los

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS extractores de niebla y los platos. Véanse las especificaciones del Proyecto para saber si el uso de indicadores diferenciales (PID) locales o en sala de control son exigidos. (2)

b)

Los indicadores de temperatura permiten conocer la temperatura en varias ubicaciones de la torre.

Control de nivel: (3)

Lógica de control para el nivel de la amina pobre en el fondo de la torre. La válvula de control puede estar ubicada aguas abajo del Enfriador de Amina Pobre (Figura 5). Otra opción común es usar el fondo de la torre para almacenamiento de amina pobre con un tiempo de retención cercano a 15 min que permite eliminar el control de nivel y usar un control de flujo de amina pobre hacia la Torre Absorbedora. En estos casos, el diámetro de la sección de almacenamiento es mayor que en el tope.

(4)

c)

Control de temperatura: (5)

d)

e)

Lógica de control para el nivel del Tambor de Expansión de Amina Rica (Figura 14, Figura 15). La válvula de control es ubicada lo más cerca posible de la Torre Despojadora.

Lógica de control de temperatura para la regulación del medio de calentamiento usado en el Rehervidor de la Torre Despojadora.


El uso de válvulas de sistema de parada es típico en las líneas de amina pobre.

(7)

Indicadores de nivel para la amina pobre para uso del sistema de parada.


Véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041, para información detallada sobre los dispositivos de alivio de presión.

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12.1.5. Rehervidor de la Torre Despojadora Función: El suministro de calor para el cambio de fase del agua de amina y proveer el flujo de vapor de despojamiento en la Torre Despojadora. Tipos: El tipo de intercambiador del Rehervidor de la Torre Despojadora depende de cómo se suministre el retorno hacia la torre, el fluido de calentamiento y del espacio disponible. La selección del tipo de intercambiador no es parte del alcance de este INEDON. Ejemplos de los posibles tipos de intercambiador (Figura 19): •

•

Intercambiador de carcasa y tubo del subtipo kettle o del termosifón con vapor de agua o aceite como medio de calentamiento. Equipo de fuego directo, el cual quema un fluido combustible (gaseoso o líquido) en un tubo de fuego para suministrar calor. Véase también el INEDON “Guía para la Especificación de las Unidades de Deshidratación de Gas Con Glicol”, N° 903-HM120-P09-GUD-086, para más información sobre rehervidores de fuego directo.


•

•

El factor de sobre diseño para el área de transferencia de calor es 110 % (× 1,10). El valor recomendado para el factor de ensuciamiento es 0,0011 m 2·°C/W (0,002 h·ft2·°F/BTU) para soluciones de MEA y DEA, el valor fue obtenido del INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027. Sin embargo, se recomienda indicar en la HdD que el factor de ensuciamiento suministrado es de referencia y el vendedor puede proponer otro valor avalado técnicamente en función del tipo de amina, su concentración y el uso de aditivos. El factor de ensuciamiento del lado del fluido de calentamiento depende de dicho fluido, véase el mencionado INEDON. El rehervidor es especificado con aislamiento térmico para conservación de calor.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Intercambiador d e calor de carcasa y tubo: Termosifón T-1002

Flujo bifásico Suministro del medio de calentamiento Retorno del medio de calentamiento

Ami na po bre E-1002

Intercambiador d e calor de carcasa y tubo: Kettle T-1002

Vapor de agua Retorno del medio de calentamiento E-1002

Ami na po bre

Suministro del medio de calentamiento

Equipo de fuego directo

Ami na ri ca

Vapor de agua T-1002

Fluido Combustible Ami na po bre

Figura 19. Ejemplos de los tipos de rehervidores. •

El material de construcción para los intercambiadores de carcasa y tubo es acero al carbono para la carcasa (medio de calentamiento) y acero inoxidable para los tubos (solución de amina).

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS La presión externa de diseño es FV cuando el medio de calentamiento es vapor de agua. Refiérase al INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027, para especificaciones adicionales.

Instrumentación mínima: La Figura 20 muestra la instrumentación mínima requerida asociada el Rehervidor de la Torre Despojadora como un intercambiador de carcasa y tubo alimentado con vapor de agua como medio de calentamiento: a)

b)


Los manómetros permiten conocer la presión en las líneas de solución de amina hacia y desde el rehervidor, estos indicadores son importantes en los intercambiadores de calor de termosifón.

(2)

Los indicadores de temperatura permiten conocer la temperatura en las corrientes asociadas al intercambiador.

(3)

El indicador de temperatura en sala de control es recomendado para conocer el desempeño del rehervidor.

Regulación del fluido de calentamiento: (4)

La Figura 20 muestra un sencillo control de temperatura enlazado con el transmisor ubicado en la salida de gas ácido de la Torre Despojadora (Figura 18). Si el medio de calentamiento es aceite, la regulación será realizada en el fluido combustible usado para suministrar calor al horno de aceite. Véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Unidades de Deshidratación de Gas Con Glicol”, N° 903-HM120-P09-GUD-086, para más información sobre la instrumentación en un rehervidor de fuego directo y especialmente el sistema de manejo del quemador.

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TI H ### L

3 X

T-1002

TT ### TE ###

1 PI ###

Señal d esde el TT

2

TI ### X

X

PI ### X

4

TI ###

TCV ### XxY

X XxY X

X

X

FC

Vapor d e agua X

X

X PI ### PI ###

TI ###

X

TI ###

X

X

Condensado X

E-1002 X X

DA

Figura 20. Rehervidor de la Torre Despojadora con la instrumentación mínima recomendada. 12.1.6. Condensador de la Torre Despojadora Función: La condensación del vapor de agua contenido en el gas ácido que sale del tope (cima) de la Torre Despojadora. Tipos: El tipo de intercambiador de calor dependerá del fluido de enfriamiento seleccionado: 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El intercambiador de calor enfriado con aire es el más común. Un intercambiador de carcasa y tubo es usado cuando se selecciona agua como medio de enfriamiento.


•

•

•

•

•

El factor de sobre diseño para el área de transferencia de calor es 110 % (× 1,10). La pérdida de presión máxima permitida es 0,05 bar (0,73 psi) en los tubos con servicio de gas ácido. Si el intercambiador es de carcasa y tubo y usa un fluido de enfriamiento, véase el INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09GUD-027. El valor recomendado para el factor de ensuciamiento es 0,0003 m 2·°C/W (0,0005 h·ft2·°F/BTU) para vapor de agua y fue obtenido del INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903HM120-P09-GUD-027. La presión externa de diseño es FV debido a la presencia de vapor de agua que puede condensar. El Condensador de la Torre Despojadora es construido de acero inoxidable. Refiérase al INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027, para especificaciones adicionales.

12.1.7. Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora Función: La acumulación del vapor de agua condensado para ser usado como reflujo en la Torre Despojadora.

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Tipo: El Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora es un separador bifásico y (generalmente) horizontal. Véase el INEDON “Guía para el Dimensionamiento de los Separadores Bifásicos”, N° 903-HM120-P09-GUD-065. Especificaciones básicas: •

•

•

•

Extractor de niebla (malla o vanes) para la remoción de partículas líquidas mayores de 10 μm y una eficiencia mayor de 99 %. La Disciplina de Procesos verifica si existe un equipo aguas abajo de la Torre Absorbedora que requiera una especificación más exigente. El material principal de construcción puede ser acero al carbono con enchapado de acero inoxidable. La presión externa de diseño es FV debido a la presencia de vapor de agua que puede condensar. Refiérase al INEDON “Guía para el Dimensionamiento de los Separadores Bifásicos”, N° 903-HM120-P09-GUD-065, para especificaciones adicionales.

Instrumentación m ínima: La instrumentación mínima recomendada es similar a la usada en el Tambor de Expansión de Amina Rica (Figura 14). 12.1.8. Bombas del Tambor de Reflujo Función: El transporte del agua acumulada en el Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora hacia dicha torre. Especificaciones básicas: •

•

El factor de sobre del diseño es de 120 % (× 1,2) basado en el flujo de operación. La bomba debe ser provista con un filtro en la succión.

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El margen de seguridad entre el NPSH disponible y el requerido es de 0,6 m (2 ft). Véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903HM120-P09-GUD-030, para información adicional.

12.1.9. Bombas del Amina Pobre Función: El transporte de la amina pobre desde la Torre Despojadora hasta la Torre Absorbedora. Las unidades con un gran volumen de solución de amina pueden usar un tanque de almacenamiento de amina pobre, si este es el caso, las posibles opciones son: •

•

La Bomba de Amina Pobre transporta la solución hacia el tanque de almacenamiento luego de pasar por el Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre. El tanque tiene bombas propias para llevar la amina pobre hacia la Torre Absorbedora. La Bomba de Amina Pobre pudiese no ser requerida si la Torre Despojadora opera con una presión elevada y se logra vencer las pérdidas por presión hasta llegar al tanque, el cual tiene bombas propias para llevar la amina pobre hacia la Torre Absorbedora.


•

•

•

El factor de sobre del diseño es de 120 % (× 1,2) basado en el flujo de operación. La bomba debe ser provista con un filtro en la succión. El margen de seguridad entre el NPSH disponible y el requerido es de 0,6 m (2 ft). Véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903HM120-P09-GUD-030, para información adicional.

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12.1.10.Enfriador de Amina Pobre Función: El enfriamiento de la amina pobre antes de entrar a la Torre Absorbedora para minimizar las pérdidas de amina por vaporización. La temperatura de salida de la amina tiene una diferencia recomendada de 6 °C (10 °F) por encima de la temperatura de gas de alimentación, para mantener la amina pobre por encima del punto de rocío de hidrocarburo. Un valor más preciso de la diferencia de temperatura se determina evaluando las temperaturas de punto de rocío de los componentes pesados presentes en el gas. En los casos que el gas no contenga componentes que puedan condensar, la diferencia de temperatura puede ser menor a la recomendada. Tipos: La selección del tipo de intercambiador de calor considera varios factores como la temperatura del gas dulce que sale de la Torre Absorbedora, la temperatura de la corriente de amina pobre hacia dicha torre, la disponibilidad de agua de enfriamiento, la disponibilidad de espacio y el costo del intercambiador. A continuación, se indican los tipos de intercambiador más comunes: •

•

•

Intercambiador de calor de carcasa y tubo que usa el gas dulce que deja el tope (cima) de la Torre Absorbedora para enfriar la amina pobre (Figura 21), si bien esto permite una eficiencia energética, tiene como inconveniente que el flujo de gas seco es una variable para consideración en el enfriamiento de la amina y tiene menos flexibilidad operacional que el uso de un intercambiador enfriado por agua o por aire. Intercambiador de carcasa y tubo es usado cuando se selecciona agua como medio de enfriamiento (Figura 21). Intercambiador de calor enfriando por aire (Figura 21), con la premisa que la aproximación de la temperatura máxima del aire y la máxima temperatura del gas en tope de la Torre Absorbedora permita la selección de este tipo de intercambiador.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Enfriamiento con el gas dulce

Ami na pobre n#

E-100X Gas dulce T-1001

Enfriamiento con agua

Enfriamiento con aire

Gas dulce

Gas dulce

Ami na po bre

Ami na po bre n#

n#

AC-1002 E-100X T-1001

T-1001

Figura 21. Esquemas con las opciones del Enfriador de Amina Pobre. Especificaciones básicas: •

•

•

El factor de sobre diseño para el área de transferencia de calor es 110 % (× 1,10). El valor recomendado para el factor de ensuciamiento es 0,0011 m 2·°C/W (0,002 h·ft2·°F/BTU) para soluciones de MEA y DEA, el valor fue obtenido del INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027; para la MDEA se puede también usar. Sin embargo, se recomienda indicar en la HdD que el factor de ensuciamiento suministrado es de referencia y el vendedor puede proponer otro valor avalado técnicamente en función del tipo de amina, su concentración, el uso de aditivos y tipo de intercambiador de calor. La pérdida de presión máxima permitida es 0,05 bar (0,73 psi) para la amina pobre. Si el intercambiador es de carcasa y tubo y enfriando con el gas dulce, la presión máxima permitida es 0,15 bar (2,2 psi) para el gas.

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•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS El Enfriador de Amina Pobre puede ser construido de acero al carbono.

12.1.11.Filtro Mecánico de Amina Pobre Función: La remoción de partículas sólidas presentes en la amina pobre y con un tamaño mayor de 10 μm [11], permite disminuir el riesgo de ensuciamiento en los equipos de intercambio de calor, la formación de espuma y el taponamiento en los equipos aguas abajo del filtro. La filtración de la amina pobre puede ser parcial, es decir que todo el flujo no requiere pasar por el filtro. Medios filtrantes: Los medios filtrantes usados en los filtros mecánicos y para las soluciones de amina son de cartucho (por ejemplo, de polipropileno o celulosa), sólidos porosos particulados (perlita) y de tela. Se recomienda que el vendedor proponga el medio filtrante. Opciones de la ubicación de los f iltros: Los filtros de amina (mecánico y de carbón activado) pueden estar en las ubicaciones siguientes: •

•

Aguas abajo del Enfriador de Amina Pobre para minimizar el riesgo de emisiones de H 2S durante mantenimiento (Figura 5). Aguas abajo del Tambor de Expansión de Amina Rica cuando se usa DEA, MDEA y mezclas de MDEA y bajas relaciones de H 2S/CO2 (línea naranja en la Figura 5). En este caso los filtros cambian de nombre de […] Amina Pobre a […] Amina Rica.


•

El flujo de diseño es un 10 % ( × 0,1) del flujo de amina pobre. Un requerimiento de filtración de todo el flujo de amina rica tiene que ser informado por el vendedor y puede ser solicitado para la UEGA con DEA o MDEA y una relación baja de H 2S/CO2. La remoción de partículas líquidas mayores de 10 μm y una eficiencia mayor de 99 %.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS La pérdida de presión máxima es de 0,7 bar (10 psi) para el filtro sucio y de 0,1 bar (1,5 psi) para el filtro limpio. El material principal de construcción es acero al carbono.

Instrumentación m ínima: La Figura 22 muestra la instrumentación mínima recomendada. El indicador de presión diferencial permite al operador conocer la pérdida de presión y determinar el requerimiento del cambio de los elementos filtrantes. X CASO DE DISEÑO AJUSTE @ X X LETRA X

PID ### PI ### X Desde el Enfriador de Ami na Pob re

PSV ###

X

X

X

Hacia el Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre

X

X

FI-1001 X X X

DA

Figura 22. Filtro Mecánico de Amina Pobre con la instrumentación mínima recomendada.

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12.1.12.Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre Función: La remoción de los compuestos que promueven la formación de espuma, por ejemplo los químicos usados para tratamiento en los pozos de producción, aceites lubricantes provenientes de los compresores y otros hidrocarburos. El carbón activado es un medio filtrante muy poroso y con una gran área superficial que permite la adsorción de los contaminantes. La filtración de la amina pobre es parcial, es decir que todo el flujo no requiere pasar por el filtro. Opciones de la ubicación del filtr o: Véase la Sección 12.1.11. Especificaciones básicas: •

•

•

•

Un (1) Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre es generalmente suficiente, si este dispone de una línea de desvío con válvula de globo para permitir una operación mientras se cambia el carbón activado. El flujo de diseño es un 10 % ( × 0,1) del flujo de amina pobre, un requerimiento de filtración de todo el flujo de amina rica tiene que ser informado por el vendedor. La pérdida de presión máxima es de 0,7 bar (10 psi) para el filtro sucio y de 0,1 bar (1,5 psi) para el filtro limpio. El material de construcción es acero al carbono.

Consideraciones especiales: El Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre es generalmente provisto con un indicador de presión diferencial para permitir al operador conocer la pérdida de presión, sin embargo, dicho indicador no es suficiente para conocer el grado de eficiencia del filtro. La adsorción de contaminantes en el carbón activado no aumenta la pérdida de presión, así que el personal de operaciones debe monitorear el aumento de opacidad de la amina o el contenido de hidrocarburos por medio de un análisis de amina aguas abajo del filtro.

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Instrumentación mínima: La Figura 23 muestra la instrumentación mínima recomendada. X

PID ###

CASO DE DISEÑO AJUSTE @ X X LETRA X PSV ###

PI ### X Desde el Filtr o Mecánico de Ami na Ric a

X

X

X

Hacia la Torre Abs orbedora

X

X

FI-1002 X X X

DA

Figura 23. Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre con la instrumentación mínima recomendada. 13.

CORROSIÓN Y MATERIALES DE CONSTRUCCIÓN

13.1.

Corrosión en las Unidades de Amina La corrosión en las unidades de aminas puede ser general o localizada y ocurre principalmente en las partes de acero al carbono [1]. La corrosión es causada por los componentes ácidos (CO 2 y el H 2S) disueltos en la amina, los productos de la degradación de amina, HSAS (Cuadro 9) y otros contaminantes. En las refinerías, las UEGA padecen de corrosión por compuestos que generalmente

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no están presentes en el gas natural ni sintético, por ejemplo el amoníaco, cianuro de hidrógeno, oxígeno y los ácidos orgánicos. A)

Corrosión debido al gas ácido y húmedo. El gas ácido y húmedo es encontrado en la sección de separación de la Torre Absorbedora y la sección superior de la Torre Despojadora. Este tipo de corrosión es originada por el CO 2, H2S, NH3 y HCN y su prevención más común es con la correcta selección de materiales. Si existe la presencia de NH 3 y HCN, se pueden requerir procedimientos operacionales como purga del agua de reflujo para reducir la concentración e inyección de inhibidores de corrosión.

B)

Corrosión debido a la solución de amina. Este tipo de corrosión es más significativa en el fondo de la Torre de Despojamiento y su rehervidor y es influenciado por temperaturas altas, la relación de los componentes ácidos en el gas, los productos de la degradación de la amina, la concentración de la amina y el tipo de amina. El orden de agresividad de las aminas es de mayor a menor: MEA, DGA, DIPA, DEA y MDEA. Las soluciones de amina pobre generalmente no son corrosivas porque tienen baja conductividad y/o alto pH . Sin embargo, una acumulación excesiva de HSAS por encima de 2 % m/m, y dependiendo de la amina, puede aumentar considerablemente la velocidad de corrosión. Los métodos más comunes para evitar este tipo de corrosión son la correcta operación y mantenimiento de la solución de amina, junto con la selección de los materiales de construcción y su fabricación, por ejemplo el alivio térmico de las tensiones después del proceso de soladura, (PWHT, post-welded heat treatment .). El INEDON “Bases y Criterios de Diseño”, N° 903-HM120-P09-GUD-013, muestra límites recomendados de velocidad para amina rica y pobre con el propósito de limitar el efecto de la corrosión. Sin embargo, los valores son más bajos que los mostrados en el API RP 945 [1]. Véase el INEDON “Guía para la Selección de los Materiales de Construcción”, N° 903-HM120-P09-GUD-054, y el API RP 945 [1] para más información.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 9. Sales termoestables de amina más comunes, HSAS

Acetato Formato

Concentración máxima recomendada [ppm m/m] 1000 500

Oxalate

250

Cloruro

250

An ió n

Nitrato y nitrito Sulfuro Sulfito Tiosulfuro Tiocianato

Fosfato

(b)

500 500 10000 10000

(b)

Fuente Ácidos en el gas de alimentación, degradación de la amina por oxidación o degradación térmica Agua de reposición del reflujo (a) o el agua de producción en el gas ácido de alimentación. Agua de reposición del reflujo (a) o los inhibidores de corrosión. Productos originados de la oxidación del azufre Producto de la reacción del H2S con el cianuro. Inhibidores de corrosión, ácido fosfórico y el carbón activado.

[5], [7]

.

Ubicación de la corrosión Sección inferior de la Torre Despojadora y su rehervidor

En las partes de acero inoxidable

(b)

Condensador de Reflujo de la Torre Absorbedora

(b)

Nota: (a) La correcta calidad del agua de reposición evita la formación de las sales. (b) Sin información.

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13.2.


Materiales de Construcción Los principales materiales usados en las UEGA para las líneas y los equipos son acero al carbono, el cual es propenso a las grietas a causa de la tensión por corrosión y los aceros inoxidables de la serie 300 que son altamente resistentes. El acero al carbono completamente calmado (FKCS, fully killed carbon steel ) es una opción para servicio corrosivo con H 2S húmedo, véase más adelante en esta sección. Los materiales recomendados para la construcción de los equipos han sido informados a lo largo de la Sección 12. La Figura 24 muestra un resumen de los materiales. (1)

La línea de gas ácido de alimentación con agua libre requiere de un material resistente a la corrosión, por ejemplo, el acero inoxidable. Si el agua tiene un alto contenido de cloruros, no se debe usar acero inoxidable, una alternativa es acero dúplex. Cuando el agua libre ha sido removida del gas de alimentación (por ejemplo, con un separador independiente de la Torre Absorbedora), la línea de alimentación puede ser de acero al carbono si está no tiene bolsillos ni puntos bajos donde se pueda acumular agua en caso que condense el vapor de agua remanente en el gas ácido; pero se recomienda una corrosión permitida de 3 mm (1/8 in).

(2)

La línea de salida de agua libre debe ser de un material resistente a la corrosión por los componentes ácidos disueltos. Si el agua tiene un alto contenido de cloruros, no se debe usar acero inoxidable, una alternativa es acero dúplex. Aguas abajo de la válvula de control, la presión del fluido es baja y por ende también la presión parcial de los componentes ácidos, así que el uso de acero al carbono es posible; pero se recomienda una corrosión permitida de 3 mm (1/8 in).

(3)

Algunos vendedores pueden recomendar el uso de acero inoxidable para toda la Torre Despojadora, sin embargo, esto puede ser un requerimiento por construcción (para torres de poco diámetro) o por disponibilidad del acero en el mercado local o mundial.

(4)

El Intercambiador de Calor Amina Rica / Amina Pobre es de placas paralelas, las cuales son de acero inoxidable, lo cual es típico en este tipo de intercambiadores por motivos de velocidad del fluido. El marco puede ser de acero al carbono y se recomienda que tenga un cubrimiento epóxico para las partes que están en contacto con el servicio de amina.

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Agu a de rep osició n TC

Gas dulce

Gas ácido AC-1001 LC

(Amina pobre)

D-1002

1/3

5 LC

*

P-1002A/B

3 (Amina rica)

2/3

Gas ácido

1

*

LC

*LC

T-1002

E-1001 P-1001A/B


2

*

4 FI-1001 & FI-1002

AC-1002

*

6

*

E-1002

Gas expandido

PC LC D-1001

Acero inoxidable Acero al carbono Acero al carbono con enchapado interno de acero inoxidable * Véase la descripción para otras alternativas y consideraciones.

Figura 24. Diagrama de materiales recomendados.

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(5)

Se recomienda que el acero al carbono en servicio de amina tenga PWHT.

(6)

Consúltese el ANSI/API STD 610 [1] para información sobre los materiales de construcción en las bombas centrífugas en servicio de amina; para otros tipos de bombas, el vendedor deberá suministrar materiales acordes al servicio.

Las líneas y sus accesorios, y las válvulas manuales siguen la especificación de materiales según: •

La especificación propia del Proyecto.

•

El estándar del vendedor.

•

•

El INEDON “Instructivo Especificaciones de Materiales de Tuberías”, N° 903-P3060-T05-GUD-X02. Las recomendaciones de la Sección 13.2.

El FKCS es una opción al acero inoxidable cuando el costo de adquisición de este último es muy alto y para servicio de H 2S húmedo. El uso de FKCS tiene, en resumen, los requerimientos siguientes: A)

Resistencia al H2S húmedo. •

•

Contenido de níquel menor de 1 %.

•

Contenido de carbono menor de 0,20 %.

•

•

B)

Dureza del material base por debajo de 22 HRC (dureza Rockwell medida en la escala C).

El material para placas (planchas) es suministrado normalizado indiferentemente del espesor. Algunos recomiendan PWHT aun cuando no sea requerido por el código de construcción.

Resistencia al agrietamiento inducido por el hidrógeno (HIC, hydrogeninduced cracking ).

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•

•

•

C)

Acero al carbono elaborado en un proceso de desgasificación al vacío. Contenido de oxígeno menor de 0,0025 % (mejor: 0,002 %). Tratamiento de calcio, si existe, con una relación Calcio/Azufre mayor de 1,2. Se requiere que el material pase la prueba del NACE Standard TM0284 “Evaluation of Pipeline and Pressure Vessel Steels for Resistance to Hydrogen-Induced Cracking ” y usando la solución A para prueba de acidificación del NACE Standard TM0177 “Laboratory Testing of Metals for Resistance to Sulfide Stress Cracking and Stress Corrosion Cracking in H 2S Environmen t” con una relación de longitud de agrietamiento menor o igual a 5 %.

Corrosión permitida. •

Líneas: 3 mm (1/8 in).

•

Equipos: 6 mm (1/4 in).

La Figura 25 muestra un diagrama de ejemplo para el uso de FKCS como alternativa al acero inoxidable. Las líneas y equipos de los vapores de tope (cima) de la Torre Despojadora requieren acero inoxidable o enchapado interno de ese material. 14.

SISTEMAS AUXILIARES El proceso de endulzamiento de gas con amina puede requerir de sistemas (o unidades) auxiliares, algunos de los cuales pueden ser exigidos para cumplir con las regulaciones ambientales (por ejemplo, el incinerador de gas) o para proveer facilidades operacionales. En este último caso, se recomienda tener la aprobación del Cliente porque generan costos adicionales.

14.1.

Almacenamiento de la Amina Fresca Las pérdidas de amina en la UEGA hacen necesario un flujo de reposición y dependiendo de cuán grande es, las opciones de almacenamiento de la amina pura fresca o de la solución de amina fresca son:

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Agu a de rep osición TC

Gas dulce

Gas ácido AC-1001 LC

(Amina pobre)

D-1002 P-1002A/B LC (Amina rica) Gas ácido LC

*LC

T-1002

E-1001 P-1001A/B


E-1002 FI-1001 & FI-1002

AC-1002

Gas expandido

PC LC D-1001

FKCS + HIC RES, CP = 3 mm (1/8 in) FKCS + HIC RES, CP = 6 mm (1/4 in) FKCS + HIC RES con enchapado interno de acero inoxidable Acero inoxidable Acero al carbono con enchapado interno de acero inoxidable

Figura 25. Diagrama de materiales opcional con uso de FKCS como alternativa al acero inoxidable. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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14.2.


A)

En los contenedores en los cuales es suministrado. Esta opción solo requiere de un área diseñada adecuadamente para albergar los contenedores, los cuales son movidos cerca de la regeneración de amina y se pueden usar bombas neumáticas para transvasar la amina.

B)

En tanques de almacenamiento atmosféricos y transvaso de la amina con bombas. El diseño de esta opción es indicado en las Bases de Diseño del Proyecto porque requiere un costo superior a la opción anterior. El tipo de tanque de almacenamiento dependerá del volumen de amina y puede ser desde un recipiente cilíndrico de poco volumen hasta un tanque de techo fijo con gas de manto para evitar la degradación por oxidación de la amina. El uso de gas combustible es solo permitido si este no contiene componentes que pueden reaccionar con la amina, es decir un gas combustible tratado y deshidratado. El nitrógeno es una opción común cuando no existe un gas combustible con la calidad adecuada.

Drenaje de la Amina Algunos equipos de la regeneración de amina requieren un mantenimiento periódico, por ejemplo, los filtros, y los equipos mayores requerirán de mantenimiento con menos frecuencia. Debido a la presencia de H 2S en la amina rica que puede ser drenada de los equipos, la opción más usada para la recolección de los drenajes es un sistema cerrado con una red de recolección y un recipiente (Figura 26) con suficiente volumen para el equipo de mayor tamaño. Rara vez se dimensiona el recipiente para el volumen de todos los equipos de la UEGA. Además del sistema de recolección de amina, se puede incluir un sistema de drenaje de hidrocarburos para evitar contaminación de la amina, por ejemplo el drenaje de la sección de hidrocarburo del Tambor de Expansión de Amina Rica. Gas de manto (comúnmente nitrógeno) es requerido para evitar la degradación de la amina por oxidación. Algunos vendedores ofrecen recipientes con distribuidores de nitrógeno para despojamiento del CO 2 y H2S. La amina recuperada es enviada aguas arriba de los Filtros Mecánico y de Carbón Activado de Amina Pobre para filtrado, el flujo es bajo para no alterar el desempeño de la Torre Absorbedora.

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Un detector de H 2S es colocado cerca del recipiente o la fosa para alertar al personal de operación sobre la presencia de este compuesto debido a una fuga. También se recomienda que la fosa tenga un techo para evitar la acumulación de agua de lluvia, la cual se puede contaminar con H 2S en el caso de una fuga, aunque otra opción es que la fosa sea drenada después de cada lluvia. El material principal de construcción del recipiente puede ser acero al carbono. 14.3.

Incinerador de BTEX Los BTEX presentes en el gas ácido son disueltos en la solución de amina y liberados principalmente a través del Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora. Si la emisión de BTEX a la atmósfera está limitada por la legislación local, se puede usar un incinerador para quemar dichos BTEX. El contenido de BTEX en el gas ácido y la legislación local que limite las emisiones tienen que formar parte de las Bases de Diseño del Proyecto, para luego ser incluidos en la especificación que recibirá el vendedor. El sistema de incineración puede ser parte del alcance del vendedor del proceso de endulzamiento de gas con amina, si este no es el caso, al menos el incinerador es solicitado a un tercero (Figura 27). Comercialmente también se disponen de otros sistemas que remueven los BTEX por medio de la condensación del vapor de agua que sale de la UEGA, para luego evacuar el agua.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS X-2001 D-2001 P-2001 Tambor de Drenaje Bomba del Tambor Fosa del Tambor de Drenaje de de Amina de Drenaje de Amina Amina Desde la Torre Absorbedora

Desde el Tambor de Expansión de Amina Rica

Desde el Filtro Mecánico de Amina Pobre

Nitrógeno para gas de manto

Desde el Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre

Desde el Enfriador de Amina Pobre

SET @ X

PCV SET @ X ### X X

X

X

Desde el Intercambiador de Calor de Amina Rica / Amina Pobre

Hacia el Sistema de Alivio de Pres ió n o similar

PCV ### X

X CASO DE DISEÑO AJUSTE @ X X LETRA X X

PSV ###

X

X X

MH X AG

Desde el Tambor de Almacenamiento de Amina Rica (si existe)

Desde la Torre Despojadora y el Rehervidor

LO FB

LO FB

Ami na recuperada

LG ### X

X

UG

Conexión para camión de vacío

X

P-2001

X

D-2001 X

X-2001

Figura 26. Esquema del sistema de drenaje de amina. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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P-3001

D-3001

K-3001

FL-3001

Bomba del Depurador del Incinerador de BTEX

Depurador del Incinerador de BTEX

Soplador del Incinerador de BTEX

Incinerador de BTEX

TC

BMS del Incinerador del BTEX

Air e Vapor desde el Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora

LC

K-3001 D-3001

FL-3001

Gas combustible

Límite del alcance recomendado para el vendedor del incinerador

on-off Ami na rec uperada hacia el Tambor de Expansión de P-3001 Ami na Ric a

Figura 27. Esquema del sistema de incineración de BTEX. 14.4.

Inyección de Químicos La corrosión y la formación de espuma pueden ser controladas con la inyección de químicos en la amina. El punto y tipo de inyección es informado por el vendedor de la UEGA. Los equipos requeridos para el manejo de los químicos pueden ser especificados como un equipo tipo paquete dentro o no del alcance de la UEGA y constan generalmente de un tanque de almacenamiento, dos bombas (una en

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operación y otra en espera) y la instrumentación asociada. La capacidad del equipo paquete dependerá del flujo requerido de químico. A)

Inhibidor de corrosión. Los tipos de inhibidores usados pueden ser catiónicos para inhibir la formación de iones de hidrógeno (H + + e ↔ H°), los anódicos para la pérdida de electrones del hierro (Fe ↔ Fe2+ + 2e ) y los pasivitadores de oxidación, los cuales convierten el hierro de la superficie en óxido de hierro muy adherente y estable como medio protector. Todos los tipos de inhibidor de corrosión tienen sus desventajas en función del tipo de amina, tipo y contenido de componentes ácidos. Como mínimo se debe inyectar inhibidor de corrosión en la salida de gas ácido de la Torre Despojadora. −

−

B)

Control de formación de espuma. Los antiespumantes (o inhibidores de formación de espuma) más comunes son compuestos de silicón o alcoholes con alto punto de ebullición, los primeros son preferidos en las UEGA [8]. El uso excesivo de antiespumante también puede promover la formación de espuma. El punto más común de inyección de antiespumante es aguas abajo del Tambor de Expansión de Amina Rica. Además de la inyección de antiespumante, el diseño adecuado de la UEGA y el monitoreo de la solución de amina ayudan a evitar la formación de espuma.

14.1.

Purificación de la Amina La purificación de la solución de amina es requerida por contaminación o degradación, a lo largo de este INEDON sean descrito las técnicas más comunes para purificar la amina; el Cuadro 10 muestra un resumen y contiene técnicas adicionales de uso más reciente.

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s i s i l á i d o r t c e l E ] . 8 [

a n i m a e d s e n o i c u l o s e d n ó i c a c i f i r u p e d s a c i n c é t s a l e d n ó i c a r a p m o C . 0 1 o r d a u C

o c i n ó i o i b m a c r e t n I n ) ó n i c a ó i a i r c c a e m l p r i t s u é c t e e d R (

o d a v i t c a n ó b r a C


e d . n s s a ó i z a c e d o r a z i m u e p n m o R i i

a l e . . s s d a o s s l o e o n d n d i o r u o v s o d a c c o n p a a u s d a m e s i a n r e e n o i c ó u r o i d t r a i i c m s n c i l u l e s v e m o a n o o l o L m e a s S i

e d . n s s ó a i a z c e d o r a z i m u e p n m o R i i

. o c i n n n e ó i o o s s i e b o d s d e s m n a a a o r i u t i r n c s p s t e o a e n L c r i

a a s u a l o g . u s a e n c e y d ó a n s o i o o s c e i a t d e r n s i e c e l o v n i o x r r n m e e o o n g C c e r e e r

e d n s ó i t c o . a s s z e i e r u l t o p i á p m a o l o V c v

. e s e ) o d t d n o o r c s o s o o e u n l d p o g r g ó a i n a i l l i m c y e e b o s p d m a s r c o ( c l e a e , i o a n i s á t n d c r p e á n t e u l l i g o n c a r o m e F i r s o v a

s o d o o t e n d y s o n s o t . s s ó i d i e c l e l o ó u p i t m s m á e s o l o c o R l v

s . e s r n l a y e r o u l a c s c e a o e t d s l p . o o l a s n n t s ó e m s o i ó i c c c u s a i v n r o p a i o m m s t s a á g e o a l d r e R c m r o A

. s a n a d i c ó i i e l n c d ó s a á n r s c t a l e ó i l i c F m o u c í t m e r a R p n ó i c a c i l p A

) % 8 9 . a c ( a t l A

e S d a A c e r y S i r t H b s e i o c l a d é , r y d l u o e r e a t r b s a i z a b r l s i i o a u l c a n c p o í c t r i n t e r o m r u t í r d i a e u o F h p n S p

o n s s e e e d d t a o e u d l i n p n e e u , s r o , i u a u s n e g e i e l n i t í s n l n v o n o ó C e c m

o t l A

) % 9 9 . a c ( a t l A

e d e r y b s i l o , r u e r b s a b r l o a u c p o í c t o r r í d r i a F h p

e n d ó i s c o a r c e i m n e í u g Q e r

e r i s n s , u l e e a i , e g e v o n s ó u í n n l m i t n o n e c s e o o n d c e a i d d m s e e i e t n o u S l p u

o j a B

% S 5 A 8 S l H e d a ( d a a z d ) i l a r % a r e t d 5 9 o l u e M a N

o e l b i t s t a u l a r b a t u e m a o d r c o e p s d a i u m l e G f t

, a s e e d n a í l d i n n e u r o n e i s d u s e e g e t e l i o u l v p s n e n o ó E s c m

o n u g n i N

o c i e d s ó , i r o e u p n n i t u o n e z a o r l c i e p i m m u e e q S e r e r

o n u g n i N

o c i d e s ó , i r o e u n p n i t u o n e z a o r l c i e p i m m u e e q e S r e r

o d a r e d o M

o d a ) s o u s n o ó r g i b r l a e p C (

o j a B

a t l A

a d a r t l i f e r P ) e t n e e r b m e o l b p i a r e n f i e m r p A (

. n ó i c a r t l i F

s e t n a r ) s t l i f o s s o o r i g l d i e e p M (

o j a B

a l t A

e d n o ó i i p c i c a r n e i r p P o

e d s o o t c h u c d e s o r e P d

s o l e n d s o e o h v m i c e u t l a s o l e V e r d

n ó n i a n e ó c n i i a m c r i i a t e m r l p a e a n u e e u l c a q d m i e e e l o a R d R t

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n e s i n e e ó m l i r i a d i c e c u e o a q p d r e s s o e o e M p R t o

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14.2.


Consumo de Servicios Industriales El consumo real de los servicios auxiliares es establecido y garantizado por el vendedor de la UEGA. Los servicios auxiliares requeridos en el proceso de endulzamiento de gas con amina son los siguientes: A)

Químicos para la inhibición de la corrosión y antiespumante. El consumo es indicado por el vendedor de la UEGA.

B)

Medio de calentamiento para el Rehervidor de la Torre de Despojamiento. a)

Vapor de agua. El flujo de vapor puede ser estimado con el calor requerido en el rehervidor y las propiedades termodinámicas del vapor. Este fluido es usado cuando está disponible en la instalación

b)

Aceite para calentamiento ( hot oil, fluido termoconductor). El flujo de aceite para calentamiento puede ser estimado con el calor requerido en el rehervidor y las propiedades termodinámicas del aceite. Este fluido requiere de equipos para calentar de nuevo el aceite luego de haber perdido el calor en el rehervidor. En resumen los equipos son un horno de fuego directo (u otro equipo de intercambio de calor), recipiente para almacenamiento y bombas, y la instrumentación asociada; el conjunto de equipos puede ser especificado como un equipo tipo paquete. Los aceites más comunes en la industria son de la empresa Therminol® (de Solutia, Inc.).

c)

Gas combustible para un rehervidor de fuego directo. El gas es usado en el quemador y su piloto. El flujo hacia el quemador puede ser estimado con el calor requerido en el rehervidor y el poder calorífico del gas combustible con la ecuación siguiente: & V g ,b

=

Q R LHV g , b

⋅

1,1

Ec. 2

Donde:

& V g ,b

es el flujo volumétrico del gas a las condiciones base en unidad de volumen/tiempo.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Q R

es calor requerido para el Rehervidor de la Torre Despojadora y estimado con una simulación en unidad de potencia;

LHV g,b g,b

es el poder calorífico neto (bajo) del gas combustible en unidad de energía/volumen a la condición base.

El valor de 1,1 es un factor de sobre diseño del 110 %. C)

Aire de instrumentos. Requerido para los actuadores de las válvulas de control y del sistema de parada, si no usan otro fluido ni son válvulas motorizadas. El consumo total puede ser estimado con la cantidad de válvulas que usan este servicio y el consumo individual para cada tipo de válvula establecido en el Proyecto.

D)

Nitrógeno o gas combustible como gas de manto. Requerido para evitar la degradación de la amina por contacto con el oxígeno en un tanque de almacenamiento o de recolección para drenaje.

E)

Agua de reposición para el reflujo. Parte del agua del reflujo se pierde por la salida de gas ácido del Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora. El flujo de reposición puede ser estimado con la simulación del proceso. La calidad del agua es informada por el vendedor de la UEGA; pero el Cuadro 11 muestra una calidad sugerida en caso que no se disponga de información del vendedor. Cuadro 11. Calidad sugerida del agua [5]. Parámetro Parámetro

Valor Valor máximo

Sólidos disueltos totales [mg/L] Dureza total [granos/gal]

10 0 3

Cloruro [mg/L]

2

Sodio [mg/L]

3

Potasio [mg/L] Hierro [mg/L] 903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

3 10 97 de 166

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F)

15.

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Electricidad para motores y paneles de control. El estimado que puede hacer la Disciplina de Procesos es con la potencia hidráulica requerida para las Bombas de Amina Pobre y del Reflujo de la Torre Despojadora, consúltese a las Disciplinas de Ingeniería Mecánica e Ingeniería Eléctrica para un mejor estimado.

EJEMPLOS DE DATOS OPERACIONALES Las condiciones de operación de las UEGA varían según los aspectos siguientes: •

Temperatura y presión en la Torre Absorbedora, generalmente condicionadas por el proceso de tratamiento de gas.

•

Tipo y contenido de componentes ácidos.

•

Tipo de amina y concentración en la solución.

•

Técnicas de purificación de la solución de amina.

A diferencia de las unidades de deshidratación de gas con glicol, cuyas secciones de regeneración tienen condiciones de operación muy similares, en las UEGA las condiciones varían significativamente y actualmente no se dispone de información suficiente para suministrar valores “estándar” que puedan ser usados para las simulaciones del proceso y especificación en la HdD. El Cuadro 12 muestra la descripción básica de los casos y el Cuadro 13 contiene la comparación de datos operacionales suministrados por vendedores. Cuadro 12. Descripción básica de los casos. Parámetro Parámetro

Caso Caso A

Caso Caso B

Tipo de gas

Gas natural con bajo contenido de componentes pesados

Gas de refinería

Solución de amina

MDEA + DEA

MDEA energized MDEA

relación molar de H2S/CO2

Baja

Baja


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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 13. Comparación de datos operacionales. Parámetro Parámetro

Caso Caso A

Caso Caso B

Gas ácido de alimentación Flujo másico [kg/h]

56 644

Flujo volumétrico volumétrico [MSm /d]

552 722

1,59

13,62

Temperatura [°C]

53,00

32,22

Presión [barg]

94,02

79,98

Relación molar H 2S/CO2

1,29·10 4

2,22·10

Mol de amina / Mol de componentes ácidos

0,37

0,47

14,452

4,500

−

4

−

Composición molar [%] Dióxido de carbono (CO 2) Sulfuro de hidrógeno (H 2S), (ppm V/V)

0,002 (19)

0,001 (10)

Agua (H2O)

0,130

0,081

Nitrógeno (N2)

0,499

Metano

85,276

71,233

Etano

0,099

12,943

Propano

0,029

6,384

i-Butano

1,038

n-Butano

0,099

1,905

i-Pentano

0,547

n-Pentano

0,534

n-Hexano

0,228

n-Heptano

0,049

n-Octano

0,007

n-Nonano

0,004

n-Decano

0,006


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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Cuadro 13. Comparación de datos operacionales. Parámetro

Caso A

Caso B

n-Undecano

0,002

Benzeno

0,020

Tolueno

0,010

Para-xileno

0,005

Etilbenzeno

0,005

Gas dulce Flujo másico [kg/h]

38 502

Flujo volumétrico [MSm 3/d]

505 052

1,35

13,01

Temperatura [°C]

57,94

53,11

Presión [barg]

93,92

79,53

Composición molar [%] Dióxido de carbono (CO 2)

0,001

0,005

Sulfuro de hidrógeno (H 2S), (ppm V/V)

0,000 (0)

0,000 (2)

Agua (H2O)

0,168

0,219

Nitrógeno (N2)

0,522

Metano

99,668

74,493

Etano

0,117

13,533

Propano

0,035

6,676

i-Butano

1,086

n-Butano

0,012

1,993

i-Pentano

0,572

n-Pentano

0,558

n-Hexano

0,238

n-Heptano

0,051

n-Octano

0,007

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Caso A

Caso B

n-Nonano

0,004

n-Decano

0,006

n-Undecano

0,002

Benzeno

0,016

Tolueno

0,009

Para-xileno

0,005

Etilbenzeno

0,004

Torre Absorbedora Perforados (20)

Con válvula (36) (a)

No

Sí

Bifásico

Bifásico

Horizontal

Horizontal

Empaque para lavado de H 2S

Sí

No

Presión [barg]

5,17

6,00

80,25

63,78

Tipo de platos reales (cantidad) Agua para lavado Tambor de Expansión de Amina Rica Tipo Orientación

Temperatura [°C] Amin a ri ca h aci a la Torr e Despojadora Tipo

MDEA + DEA

Concentración en masa [%] Flujo [Sm /h] Presión [barg] Temperatura [°C]

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MDEA + “energizante”

46,85

42,22

271,68

1284,40

1,86

1,00

86,77

98,10

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Caso A

Caso B

Amin a po br e des de l a Tor re Despojadora Concentración en masa [%]

50,23

Flujo [Sm /h]

257,22

Presión [barg] Temperatura [°C]

45,73 129,253

1,94

2,45

1 24,35

127,39

Gas ácido desde la Torre Despojadora Flujo másico [kg/h]

17732

Flujo volumétrico [MSm 3/h]

97730

0,23

1,32

94,311

92,656

0,012 (120)

0,017 (170)

5,551

6,975

Composición molar [%] Dióxido de carbono (CO 2) Sulfuro de hidrógeno (H 2S), (ppm V/V) Agua (H2O) Nitrógeno (N2)

0,000

Metano

0,125

0,150

Etano

0,000

0,037

Propano

0,000

0,013

i-Butano

0,002

n-Butano

0,000

0,004

i-Pentano

0,001

n-Pentano

0,001

n-Hexano

0,001

n-Heptano

0,000

n-Octano

0,000

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Caso A

Caso B

n-Nonano

0,000

n-Decano

0,001

n-Undecano

0,001

Benzeno

0,085

Tolueno

0,028

Para-xileno

0,009

Etilbenzeno

0,022

Presión [barg] Temperatura [°C]

1,72

0,62

45,00

49,89

Torre Absorbedora Tipo de platos reales (cantidad)

Perforados (22)

Con válvulas (22)

Relación molar [ - ]

1:1

1:1

Temperatura [°C]

45,00

50,00

74,66

(d)

Tambor de Expansión de Amina Rica

2,03

(d)

Torre Despojadora

0,00

Refluj o de la Torr e Despojadora

Pérdidas de amina por evaporación Flujo volumétrico [kg/d] Torre Absorbedora

Total [kg/MSm ]

c

48,39

Notas: (a) Incluye platos de la sección de lavado y salida/retorno hacia/desde el rehervidor. (b) Salida de vapor del Tambor de Reflujo de la Torre Despojadora. (c) Kilogramos de amina sobre flujo volumétrico del gas ácido que alimenta a la Torre Absorbedora. (d) El vendedor muestra un contenido molar de 0,0000 % en las corrientes de gas que salen de la UEGA, lo cual no permite estimar las pérdidas por evaporación. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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16.

HOJA DE DATOS

16.1.

Consideraciones para el Formato La emisión de la HdD por parte de la Disciplina de Procesos aplica en los Proyectos donde está establecido que Procesos e Ingeniería Mecánica emiten HdD por separado o cuando no existe apoyo de la Disciplina de Ingeniería Mecánica. La recomendación es que la Disciplina de Procesos coloque los datos directamente en la HdD de la Disciplina de Ingeniería Mecánica. A)

El Anexo 3 muestra el enlace para el formato de la HdD, su contenido está limitado a los datos suministrados generalmente por la Disciplina de Procesos y por lo tanto puede ser requerido que la HdD sea incorporada a un documento que contenga el resto de las especificaciones y requerimientos de las otras Disciplinas de Ingeniería.

B)

Las unidades de medición en el formato de HdD son las más comunes en el sistema habitual de los EUA ( US Customary Units ) y en el sistema métrico. Sin embargo, las unidades de medición son establecidas por el Cliente e indicadas en las Bases de Diseño del Proyecto.

C)

Algunos datos no especificados en este INEDON ni en el formato, pueden ser establecidos por el vendedor de acuerdo a su estándar; pero esto es determinado en cada Proyecto. Los datos con la indicación “Según Requerimiento” o “Especificación del Vendedor”, son los que comúnmente se dejan a la selección del vendedor.

D)

Las celdas en color morado ( ) contienen los valores que el vendedor tiene que garantizar por escrito, tanto la propuesta técnica como en la documentación que suministre.

E)

El formato no solicita que se añadan muchas de las propiedades termodinámicas y de transporte de los fluidos porque se considera que el vendedor simulará el proceso y obtendrá las propiedades requeridas.

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16.2.


Descripción del Formato A)

Encabezado. Ítem N° Item N°

Número de identificación de la Unidad de Endulzamiento de Gas con Amina. Ejemplo: PK-1001. Referencias: Descripción del Proceso, Lista de Equipos, DBP, DTI. Proyecto Project

Nombre del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. N° de Docu mento Document N°

N° de inelectra para la HdD según el CDP del Proyecto. N° del Cliente Client N°

N° del Cliente para la HdD (si existe). B)

Cajetín de Revisión. Consulte el NAP y el ROSTER del Proyecto.

C)

Página 1: Suministrado por el Comprador – Información General Purchaser Supplied – General Information

Comprador Purchaser

La persona u organización que emite la orden y especificación al vendedor. En el caso de inelectra, el comprador puede ser el Cliente del Proyecto, inelectra propiamente, al ejecutar un Proyecto IPC o inelectra, en representación del Cliente del Proyecto, dependiendo de la modalidad de contratación.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Si no tiene información detallada, coloque el nombre del Cliente. El Número de Referencia ( Reference Number ) no es generalmente usado por inelectra, se puede colocar N/A. Dueño de l a Planta / Operador Operador Plant Owner / Operator

Indique el nombre del Cliente. El Número de Referencia ( Reference Number ) no es generalmente usado por inelectra, se puede colocar N/A. Vendedor Vendor

Si la HdD es emitida para solicitar propuestas de los vendedores, la casilla puede quedar en blanco. El Número de Referencia ( Reference Number ) no es generalmente usado por inelectra, se puede colocar N/A. Ubicación Ubicación del Sitio Jobsite Location

Indique el nombre del sitio donde será instalada la UEGA. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. Clima del Sitio Sitio Jobsite Climate

Indique el tipo de clima donde será instalada la UEGA. Ejemplos: región tropical, desierto. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. Alcan Al can ce d e Equip Equ ip os Equipment Scope of Work

El formato contiene los equipos considerados necesarios en la UEGA y descritos en este INEDON, así como la cantidad sugerida. La nomenclatura de los equipos está basada en el INEDON “Guía para la Elaboración de los Diagramas de Tuberías e Instrumentación”, N° 903HM120-P09-GUD-025.. HM120-P09-GUD-025 El requerimiento de inhibidor de corrosión y/o antiespumante es justificado técnicamente por el vendedor de la UEGA. Es posible que los equipos o 903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS paquetes requeridos para la inyección de químicos estén fuera del alcance del vendedor de la UEGA, si este fuese el caso, la especificación elaborada por inelectra debe cumplir con los requerimientos del vendedor, por ejemplo el flujo de suministro de químico y capacidad de almacenamiento de los tanques. Servicio Servicio Continuo o Intermitente Intermitente Continuous or Intermittent Service

Indique si la UEGA estará continuamente o no en servicio. Códigos Locales e Internacionales Local and International Codes

Indique los códigos locales e internacionales para ser considerados en el diseño. Los códigos son indicados por la Disciplina de Procesos, Ingeniería Mecánica u otras. Si es requerido añada una pestaña adicional o indique los códigos en la sección de notas. ¿Se Adju Ad junt nta a un DTI (P&ID)? (P&ID)? (S / N) Is P&ID Attached? (Y / N)

Indique si un DTI está adjuntado a la HdD y donde se muestran los equipos aguas abajo y aguas arriba de la Torre Absorbedora. ¿Se ¿Se Adjunta Adju nta un Plano de Planta? (S / N) N) Is Plot Plan Attached? (Y / N)

Indique si un plano de planta está adjuntado a la HdD. Suministrar el plano de planta es recomendable en las instalaciones existentes para que el vendedor sea informado de dónde se prevé instalar la UEGA. Condiciones Ambientales Ambientales Environmental Conditions •

Temperatur Temperatur a Mínima Mínima / Norm al / Máxima Máxima del d el Aire: Air e: Minimum / Normal / Maximum Air Temperature

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la temperatura del aire o los disponibles. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto.


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•

Temperatur Temperatur a Mínima Mínima / Normal / Máxima Máxima de d e Bulbo Bulb o Húmedo: Minimum / Normal / Maximum Wet Bulb Temperature

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la temperatura del bulbo húmedo o los disponibles. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. •

Presión B arométri ca Mínima Mínima / Normal / Máxim Máxima: a: Minimum / Normal / Maximum Barometric Pressure

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la presión barométrica o los disponibles. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. •

Humedad Relativa Mínima / Normal / Máxima: Minimum / Normal / Maximum Relative Humidity

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la humedad relativa del aire o los disponibles. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. •

Veloc Velocidad idad Mínima / Normal / Máxim Máxima a del Viento: Minimum / Normal / Maximum Wind Velocity

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la velocidad del viento o los disponibles. Si existe un valor específico para el diseño estructural, indíquelo o consulte a las Disciplinas de Ingeniería Mecánica o Ingeniería Civil. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. •

Viento Predomi nante, (S / N) / Dirección : Predominant Wind, (Y / N) / Direction

Indique si se dispone de información sobre el viento predominante y la dirección. Ejemplo: NNE (Nornoreste) Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Planos de Planta. •

Elevación del Sitio: Jobsite Elevation

Indique la elevación del sitio (por encima del nivel del mar) donde se instalará la UEGA. Referencia: Bases de Diseño del Proyecto. 903-HM120903-HM120-P09-G P09-GUD-08 UD-087.DOC 7.DOCX/04/ X/04/12/20 12/2009/A 09/AA/pa A/pa

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•

Zona Sísmica: Seismic Zone

Consulte con las Disciplinas de Ingeniería Mecánica o Ingeniería Civil la zona sísmica para diseño del equipo o revise las Bases de Diseño del Proyecto. D)

Página 2: Suministrado por el Comprador – Datos Operacionales Purchaser Supplied – Operating Data

Gas Ác ido h acia la Torre Abs orbedora: Sour Gas to Absorption Tower •

Flujo Normal: Normal Flow Rate

Indique el flujo normal de operación de gas ácido de alimentación. Referencias: BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. •

Flujo de Diseño: Design Flow Rate

Indique el flujo de diseño de gas ácido de alimentación que considerará el vendedor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Temperatura Mínima / Normal / Máxima: Minimum / Normal / Maximum Temperature

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la temperatura o el valor que tenga disponible para el gas ácido de alimentación aguas arriba de la Torre Absorbedora. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Presión Mínima / Normal / Máxima: Minimum / Normal / Maximum Pressure

Indique los valores mínimo, normal y máximo de la presión o el valor que tenga disponible para el gas de alimentación aguas arriba de la Torre Absorbedora. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Gas Dulce desde la Torr e Absorbedora Sweet Gas from Absorption Tower •

Contenido Molar Máximo Permitido d e Dióxido d e Carbono : Maximum Allowed Carbon Dioxide Molar Content

Indique el valor máximo permitido de CO 2 en el gas dulce solicitada en la especificación del Proyecto. Véase la Sección 11.2. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Contenido Molar Máximo Permitido de Sulfuro de Hidrógeno: Maximum Allowed Hydrogen Sulfide Molar Content

Indique el valor máximo permitido de H 2S en el gas dulce solicitada en la especificación del Proyecto. Véase la Sección 11.2. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Presión Mínima Requerida d e Salida: Minimum Required Outlet Pressure

Indique la presión mínima a la salida de la Torre Absorbedora, esto es una manera de especificar la pérdida máxima de presión a través de la torre. Si el valor es requerido aguas abajo de la salida de gas dulce en un Enfriador Gas/Amina Pobre, cambie el título del dato o indíquelo con una nota. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Memoria de Cálculo (de la línea de gas dulce), Simulación del Proceso. •

Temperatura Máxima Permitida: Maximum Allowed Temperature

Indique la temperatura máxima a la salida de la Torre Absorbedora. Si el valor es requerido aguas abajo de la salida de gas dulce en un Enfriador Gas/Amina Pobre, cambie el título del dato o indíquelo con una nota. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Memoria de Cálculo (de la línea de gas dulce), Simulación del Proceso.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Solución de Amina Amine Solution •

Tipo de Amina: Amine Type

Indique el tipo de amina preseleccionado, el cual será confirmado por el vendedor. Ejemplos: MEA, DEA, MDEA. Véase la Sección 11.3.1. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. •

Flujo de Recircul ación de Amina: Amine Recirculation Flow Rate

Indique el flujo estimado de recirculación de la solución de amina, el cual será confirmado por el vendedor. Véase la Sección 11.4.2. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. •

Moles de los componentes ácidos/moles de la amina: Mole of Acid Components/Mole of Amine

Indique la relación considerada de moles de los componentes ácidos entre los moles de la amina. Véase la Sección 11.4.2. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. •

Concentración en Peso de la Amin a Pobre: Lean Amine Mass Concentration

Indique la concentración considera de la amina pobre. Véase la Sección 11.4.1. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. •

Pérdidas de Amina: Amine Losses

Debido a la falta de un criterio específico, se recomienda que el vendedor suministre las pérdidas de amina por arrastre y evaporación. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Otros Others •

Flujo de BTEX en la Salida del PK-XXXX: BTEX Flow Rate at Outlet of PK-XXXX

Indique el flujo estimado de BTEX que deja la UEGA. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Flujo del Inhibido r de Corros ión: Corrosion Inhibitor Flow Rate

El formato solicita que el vendedor indique el flujo requerido de antiespumante, véase también la nota en el formato. •

Flujo de An tiespumante: Antifoaming Flow Rate

El formato solicita que el vendedor indique el flujo requerido de antiespumante, véase también la nota en el formato. Consumo de Servicios Industriales Utility Consumption

Los valores colocados por la Disciplina de Procesos son estimados y su uso principal es suministrar información al Sumario de Servicios Industriales. El vendedor informa los valores reales y los garantiza. •

Fluido del Medio d e Calentamiento para el Rehervid or: Reboiler Heating Medium

Indique el flujo seleccionado como medio de calentamiento para el Rehervidor de la Torre Despojadora. Ejemplos: vapor de agua, aceite de calentamiento, fuego directo. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso.

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o

Flujo Másico Requerido: Required Mass Flow Rate

Indique el flujo másico requerido del medio de calentamiento. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. o

Flujo Volumétrico (solo para gas combu stible): Volumetric Flow (only for fuel gas)

Indique el flujo volumétrico a las condiciones base requerido para el gas combustible, si esté es usado en un rehervidor de fuego directo. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. o

Presión de Operación Dispon ible: Available Operating Pressure

Indique la presión de operación disponible para el fluido utilizado como medio de calentamiento en el límite de batería de la UEGA. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. o

Temperatura de Operación Disponible: Available Operating Temperature

Indique la temperatura de operación disponible para el gas combustible en el límite de bacteria de la UEGA. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. •

Aire de Inst ru men to s: Instrument Air

El formato solicita que el vendedor suministre el flujo de aire de instrumentos.

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•

Nitrógeno o Gas Combustible para Gas de Manto: Nitrogen or Fuel Gas for Blanketing

El formato solicita que el vendedor suministre el flujo de nitrógeno o gas combustible requerido para gas de manto. •

Ag ua d e Repo sición p ara el Reflujo : Reflux Water Make Up

Indique el flujo estimado de agua requerida para la reposición del agua de reflujo. Referencia: Simulación del Proceso. •

Electricidad: Power

El formato solicita que el vendedor indique el consumo de potencia eléctrica; también puede consultar a las Disciplinas de Automatización y Control (si existe un panel de control local) e Ingeniería Eléctrica en el caso que requiera un estimado. E)

Página 3: Suministrado por el Comprador – Composición del Gas Purchaser Supplied – Gas Composition

El formato contiene tres columnas para la composición del gas húmedo, el gas combustible (si existe gas de manto o el Rehervidor de la Torre Despojadora es un equipo de fuego directo) y otra composición opcional del gas. Masa Molecular Relativa del Gas Gas Relative Molecular Mass

Indique la masa molecular relativa del gas según la composición. Composición Molar d el Gas Gas Mole Composition

Los componentes mostrados en el formato son los más comunes; pero se recomienda usar los aplicables al Proyecto y en el mismo orden que estén en el análisis de laboratorio y/o la simulación del proceso. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Simulación del Proceso. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Si el gas contiene pseudocomponentes generados por una simulación, el elaborador de la HdD agrega los valores para las propiedades mostradas al final de la página: •

Tc: temperatura crítica termodinámica.

•

Pc: presión crítica termodinámica.

•

Vc: volumen crítico termodinámico.

Acentricidad.

•

Densidad.

•

Masa molecular relativa del gas.

•

Punto normal de ebullición.

•

Las propiedades pueden ser obtenidas de la simulación del proceso. F)

Página 4: Diseños y Equipos Mecánicos Mechanical Design and Equipment

Enfriador de Amina Pobre Lean Amine Cooler •

Tipo de Enfriador Type of Cooler

El formato solicita un intercambiador enfriado por aire; pero véase la Sección 12.1.10. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Calor Transferido en Operación Normal: Duty for Normal Operation

Indique el calor transferido estimado para el enfriador. Referencias: Simulación del Procesos, DFP, Lista de Equipos.

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•

Factor de Sobre Diseño en el Área: Area Overdesign Factor

El formato solicita un factor de sobre diseño de 110 % ( × 1,10) para el área del intercambiador. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.10 de este INEDON. •

Aislamien to Térm ic o (S / N): Thermal Insulation (Y / N)

Indique si existe un requerimiento de aislamiento térmico para conservación de calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •

Espesor del Aislamiento Térmico: Thermal Insulation Thickness

Indique el espesor requerido para el aislamiento térmico. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •

Lado: Side

El formato dispone de columnas de Carcasa ( Shell ) y Tubos (Tubes) para los parámetros del intercambiador. Si el enfriador es un intercambiador enfriado por aire, indique N/A donde no se deban suministrar datos para el lado aire (columna de la carcasa). •

Fluido Fluid

El formato solicita que la amina pobre pase a través de los tubos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Temperatura de Entr ada / Salida: Inlet / Outlet Temperature

Indique la temperatura de entrada y salida. Referencias: BME, Simulación del Proceso. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

Presión de Operación de Entrada: Inlet Operating Pressure

Indique la presión de operación de entrada. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Pérdida Máxima Permitida de Presión: Maximum Allowed Pressure Drop

El formato muestra la pérdida de presión máxima indicada en este INEDON. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, Sección 12.1.10. •

Presión de Diseño Interna: Internal Design Pressure

Indique la presión de diseño interna requerida para el intercambiador. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o

Temperatura de Diseño: Design Temperature

Indique la temperatura de diseño requerida para el intercambiador y correspondiente con la presión de diseño interna. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Presión de Diseño Externa: Internal Design Pressure

Indique la presión de diseño externa (vacío) requerida para el intercambiador. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o


Indique la temperatura de diseño requerida para el intercambiador y correspondiente con la presión de diseño

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS externa. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Factor de Ensuciamiento: Fouling Factor

El formato muestra el factor de ensuciamiento indicado en este INEDON. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, Sección 12.1.10. •

Material de Construcc ión: Material of Construction

El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción para el lado de los tubos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.10. •

Espesor de Corrosió n: Corrosion Allowance

Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. Condensador de la Torre Despojadora Stripping Tower Condenser •


El formato solicita un intercambiador enfriado por aire; pero véase la Sección 12.1.6. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique el calor transferido estimado para el condensador. Referencias: Simulación del Procesos, DFP, Lista de Equipos.

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Aisl amiento Térm ic o (S / N): Thermal Insulation (Y / N)




Lado: Side

El formato dispone de columnas de Carcasa ( Shell ) y Tubos (Tubes) para los parámetros del intercambiador. Si el enfriador es un intercambiador enfriado por aire, indique N/A donde no se deban suministrar datos para el lado aire (columna de la carcasa). •

Fluido Fluid

El formato solicita que el gas ácido que sale de la Torre Despojadora pobre pase a través de los tubos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique la temperatura de entrada y salida. Referencias: BME, Simulación del Proceso. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•


Indique la presión de operación de entrada. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •








El formato indica el requerimiento de FV. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI, Sección 12.1.6. o


Indique la temperatura de diseño requerida para el intercambiador y correspondiente con la presión de diseño externa. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•




El formato solicita el uso de acero inoxidable como material principal de construcción para el lado de los tubos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.6. •


El espesor de corrosión no aplica para el acero inoxidable. G)


Tambor de Expansión de Amina Rica Rich Amine Flash Drum •

Tipo de Separador Type of Separator

Indique si el tambor es para separación bifásica o trifásica. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, Sección 12.1.2. •

Orientación d el Separador Separator Orientation

Indique si el tambor es vertical u horizontal (orientación más común): Memoria de Cálculo del Separador, Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos.

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•

Temperatura de Operación : Operating Temperature

Indique la temperatura de operación. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Presión de Operación: Operating Pressure

Indique la presión de operación. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

•


Indique la presión de diseño interna requerida para el tambor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o


Indique la temperatura de diseño correspondiente a la presión de diseño interna. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Presión de Diseño Externa: External Design Pressure

Indique la presión de diseño externa (vacío) requerida para el tambor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o

Temperatur a de Diseño: Design Temperature

Indique la temperatura de diseño correspondiente a la presión de diseño externa (vacío). Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI.

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•

Extractor d e Niebla (S / N): Mist Extractor (Y / N)

El formato indica N/A porque el extractor es rara vez requerido. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Tamaño de Partícula Retenida: Particle Size to be Retained

Si existe un requerimiento de extractor de niebla en el tambor, indique el tamaño de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Eficiencia de Retención d e Partículas: Particles Retention Efficiency

Si existe un requerimiento de extractor de niebla en el tambor, indique la eficiencia de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Elemento Coalescedor para Separación Líq.-Líq. (S / N): Coalescing Element for Liq-Liq Separation (Y / N)

Si el tambor es un separador trifásico (gas-líquido-líquido), indique que sí se requiere el elemento coalescedor. •

Material de Construcción Carcasa / Internos: Material of Construction Shell / Internals

El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción de la carcasa y acero inoxidable para los internos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.2. •

Material de Enchapado Interno : Material of Internal Cladding

Indique el material del enchapado interno, si existe algún requerimiento. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos.

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•


Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Aisl amient o Tér mico (S / N): Thermal Insulation (Y / N)




Instrumentación Requerida: Instrumentation Required

El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 14 o Figura 15; pero es necesario que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). •

Tiempos de Residencia para la Amin a: Residence Times for Amine

Indique los tiempos de residencia de la amina rica según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •

Tiempos de Residencia para el Hidrocarburo: Residence Times for Hydrocarbon

Si el tambor es un separador trifásico (gas-líquido-líquido), indique los tiempos de residencia del hidrocarburo líquido según el 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS requerimiento del Proyecto, en caso contrario coloque N/A en las celdas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto.

H)


Tambor de Reflujo d e la Torre Despojadora Stripping Tower Reflux Drum •

Tipo de Separador Type of Separator

El formato indica un separador bifásico. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, Sección 12.1.7. •

Orientación d el Separador Separator Orientation

Indique si el tambor es vertical u horizontal: Memoria de Cálculo del Separador, Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •




Indique la presión de operación. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •


Indique la presión de diseño interna requerida para el tambor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI.

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o




El formato indica el requerimiento de FV. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI, Sección 12.1.7. o


Indique la temperatura de diseño correspondiente a la presión de diseño externa (vacío). Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


El formato solicita el uso un extractor de niebla. El tipo puede ser especificado por el vendedor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, este INEDON. •


El formato solicita una retención de partículas líquidas mayores de 10 μm. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.7. •

Eficienci a de Retención d e Partículas: Particles Retention Efficiency

El formato solicita una retención de partículas líquidas mayor de 99 %. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.7.

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•


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción de la carcasa y acero inoxidable para los internos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.7. •




El formato solicita el uso de acero inoxidable para el enchapado interno. •






El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 14 o Figura 15; pero es necesario que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

Tiempos de Residencia: Residence Times

Indique los tiempos de residencia según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. I)


Tambor de Almacenamiento de Amina Pobre Lean Amine Storage Drum

La pestaña con información de este equipo es adicional y el mismo no está descrito en este INEDON. Si el volumen de almacenamiento es muy grande, es posible que el tambor pase a ser un tanque atmosférico y la sección de la HdD debe ser modificada para ese tipo de equipos. •

Orientación del Tambor Drum Orientation

Indique si el tambor es vertical u horizontal: Memoria de Cálculo del Separador, Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •




Indique la presión de operación. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •


Indique la presión de diseño interna requerida para el tambor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI.

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o




Indique la presión de diseño externa (vacío) requerida para el tambor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o






Si existiese un requerimiento de extractor de niebla en el tambor, indique el tamaño de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •


Si existiese un requerimiento de extractor de niebla en el tambor, indique la eficiencia de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto.

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•


Indique el material de construcción principal para la carcasa e internos del tambor. •




El formato indica que no se requiere enchapado interno. •






El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos; pero es necesario que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON).

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•


Indique los tiempos de residencia según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. J)


Intercambiador de Calor d e Amina Rica / Amina Pobre Rich Amine / Lean Amine Heat Exchanger •


El formato solicita un intercambiador de placas paralelas; pero véase la Sección 12.1.3. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique el calor transferido estimado para el intercambiador. Referencias: Simulación del Procesos, DFP, Lista de Equipos. •



Ai slami ento Tér mi co (S / N): Thermal Insulation (Y / N)

El formato solicita que el intercambiador tenga aislamiento térmico para conservación de calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos.

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•



Lado: Side

El formato dispone de columnas de Amina Rica y Amina Pobre para los parámetros del intercambiador con la premisa que ese usará uno de placas paralelas. Si el intercambiador es de carcasa y tubo, los títulos de las columnas son cambiados apropiadamente. Si el enfriador es un intercambiador enfriado por aire, indique N/A donde no se deban suministrar datos para el lado aire. •

Fluido Fluid

El formato indica N/A porque el fluido está indicado anteriormente. Si el intercambiador es de carcasa y tubo, los títulos de las columnas son cambiados apropiadamente. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •

Temperatura de Entrada / Salida: Inlet / Outlet Temperature

Indique la temperatura de entrada y salida. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •


Indique la presión de operación en la entrada. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

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•








Indique la presión de diseño externa (vacío) requerida para el intercambiador. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o


Indique la temperatura de diseño requerida para el intercambiador y correspondiente con la presión de diseño externa. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI.

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•



Material de Construcción de las Placas: Plates Material of Construction

El formato solicita el uso de acero inoxidable como material principal de construcción para las placas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.3. o

Espesor de Corrosión: Corrosion Allowance

El espesor de corrosión no aplica para el acero inoxidable. •

Material de Construcción del Marco: Plates Material of Construction

El formato solicita el uso de acero carbono como material principal de construcción para el marco y la nota solicita que el vendedor informe el requerimiento de cubrimiento epóxico. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.3. o


Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto.

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Rehervidor de la Torre Despojadora Stripping Tower Reboiler •


El formato solicita un intercambiador de carcasa y tubo; pero véase la Sección 12.1.5. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique el calor transferido estimado para el rehervidor. Referencias: Simulación del Procesos, DFP, Lista de Equipos. •



Ai slami ento Tér mico (S / N): Thermal Insulation (Y / N)

El formato solicita que el intercambiador tenga aislamiento térmico para conservación del calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •



Lado: Side

El formato dispone de columnas de Carcasa ( Shell) y Tubos (Tubes) para los parámetros del intercambiador. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS Si el rehervidor es un equipo de fuego directo, se recomienda consultar el INEDON “Guía para la Especificación de las Unidades de Deshidratación de Gas Con Glicol”, N° 903-HM120-P09-GUD086, y la HdD allí disponible para el regenerador de glicol. •

Fluido Fluid

El formato indica que la solución de amina pase a través de los tubos; pero dependerá del tipo específico del intercambiador de calor y del fluido seleccionado para calentamiento. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique la temperatura de entrada y salida. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •



•




Indique la presión de diseño interna requerida para el intercambiador. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI.

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o




El formato indica el requerimiento de FV cuando se usa vapor de agua como medio de calentamiento. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI, Sección 12.1.5. o


Indique la temperatura de diseño requerida para el intercambiador y correspondiente con la presión de diseño externa. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •




El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción para el lado de la carcasa y acero inoxidable para los tubos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.5.

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•


Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. K)


Filtro Mecánicos d e Amina Pobre Lean Amine Mechanical Filter •

Flujo de Amina Pobre para Filtración: Lean Amine Flow Rate for Filtration

El formato solicita que 10 % ( × 0,1) del flujo de amina pobre sea filtrado, un flujo mayor debe ser informado por el vendedor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.11. •

Pérdida de Presión Máx. Permitida (Sucio / Limp io): Max. Pressure Loss (Dirty / Clean)

El formato muestra la pérdida de presión máxima permitida indicada en este INEDON para la condición sucia y limpia del filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.11. •

Tipo de Elemento Filtrante Type of Filter Element

El formato permite que el vendedor especifique el tipo de elemento filtrante, si no existe alguna información en las Bases de Diseño de Proyecto. •



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•

Presión de Diseño: Design Pressure

Indique la presión de diseño requerida para el filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique la temperatura de diseño requerida para el filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


El formato solicita una retención de partículas líquidas mayores de 10 μm. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.11. •

Eficiencia de Retención d e Partículas: Particles Retention Efficiency

El formato solicita una retención de partículas líquidas mayor de 99 %. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.11. •


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.11. •



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•


Indique si se requiere aislamiento térmico para conservación de calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •




El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 22; pero es requerido que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). Filtro de Carbón Activado de Amina Pobre Lean Amine Active Carbon Filter •

Flujo de Amina Pobre para Filtración: Lean Amine Flow Rate for Filtration

El formato solicita que 10 % ( × 0,1) del flujo de amina pobre sea filtrado, un flujo mayor debe ser informado por el vendedor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.12. •

Pérdida de Presión Máx. Permitida (Sucio / Limp io) Max. Pressure Loss (Dirty / Clean)

El formato muestra la pérdida de presión máxima permitida indicada en este INEDON para la condición sucia y limpia del filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.12.

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•

Tipo de Elemento Filtrante Type of Filter Element

El formato permite que el vendedor especifique el tipo de elemento filtrante, si no existe alguna información en las Bases de Diseño de Proyecto. •


Indique la presión de operación en la entrada. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Presión de Diseño: Design Pressure

Indique la presión de diseño requerida para el filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


Indique la temperatura de diseño requerida para el filtro. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. •


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.12. •

Espesor d e Corros ión: Corrosion Allowance

Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono; pera el acero inoxidable no se indica un valor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto.

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•


Indique si se requiere aislamiento térmico para conservación de calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •




El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 23; pero es requerido que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). L)


Bombas de Amina Pobre Lean Amine Pumps •

Tipo de Bombas Type of Pumps

El formato permite que el vendedor indique el tipo de bombas, si no existe un requerimiento específico en las Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos o DTI. •

Factor de Sobre Diseño de Flujo Flow Overdesign Factor

El formato solicita un factor de sobre diseño de 120 % ( × 1,20) sobre el flujo normal de operación. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.9. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

Presión de Descarga Discharge Pressure

Indique la presión de descarga estimada para las bombas. Referencias: BMP, Simulación del Proceso. •

Consumo de Potencia Power Consumption

El formato permite que el vendedor indique el consumo de potencia eléctrica. •

Ac ci on ado r (Eléc tr ico / Vapor / Otro) Driver (Electric / Steam / Other)

El formato solicita un accionador (motor) eléctrico para las bombas. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

Potencia / Voltaje / Fase / Frecuencia "Power / Volts / Phase / Freq.

Consulte a la Disciplina de Ingeniería Eléctrica. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

Am or tigu ado r d e Pulsac io nes (S / N) Pulsation Dampener (Y / N)

El formato indica que el requerimiento es según el tipo de bomba seleccionada, véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

¿Incluir Filtro en la Succión? (S / N) Include Filter at Suction? (Y / N)

El formato solicita un filtro en la succión de las bombas. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, DTI.

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•

NPSH Dispon ible NPSH Available

•

Indique el valor estimado del NPSH disponible para las bombas. NPSH Requerido NPSH Required

El formato permite que el vendedor indique el valor. •

Margen de Seguridad entre NSPHA y NSPHR Safety Margin between NSPHA & NSPHR

El formato muestra el margen de seguridad indicado en este INEDON. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.9. •


El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos comúnmente asociados a las bombas. La válvula de alivio de presión depende del tipo de bomba, véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030. Bombas del Tambor de Reflujo Reflux Drum Pumps •

Tipo de Bombas Type of Pumps

El formato permite que el vendedor indique el tipo de bombas, si no existe un requerimiento específico en las Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos o DTI. •

Factor de Sobre Diseño de Flujo Flow Overdesign Factor

El formato solicita un factor de sobre diseño de 120 % ( × 1,20) sobre el flujo normal de operación. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.8. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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Presión de Descarga Discharge Pressure

Indique la presión de descarga estimada para las bombas. Referencias: BMP, Simulación del Proceso. •

Consumo de Potencia Power Consumption

El formato permite que el vendedor indique el consumo de potencia eléctrica. •

Ac ci on ado r (Eléc tric o / Vapor / Otro) Driver (Electric / Steam / Other)

El formato solicita un accionador (motor) eléctrico para las bombas. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

Potencia / Voltaje / Fase / Frecuencia "Power / Volts / Phase / Freq.

Consulte a la Disciplina de Ingeniería Eléctrica. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

Am or tigu ado r d e Pul sac io nes (S / N) Pulsation Dampener (Y / N)

El formato indica que el requerimiento es según el tipo de bomba seleccionada, véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto. •

¿Incluir Filtro en la Succión? (S / N) Include Filter at Suction? (Y / N)

El formato solicita un filtro en la succión de las bombas. Referencias: Bases de Diseño el Proyecto, DTI. •

NPSH Dispon ible NPSH Available

Indique el valor estimado del NPSH disponible para las bombas. 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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•

NPSH Requerido NPSH Required

El formato permite que el vendedor indique el valor. •

Margen de Seguridad entre NSPHA y NSPHR Safety Margin between NSPHA & NSPHR

•

El formato muestra el margen de seguridad indicado en este INEDON. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.8. Instrumentación Requerida: Instrumentation Required

El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos comúnmente asociados a las bombas. La válvula de alivio de presión depende del tipo de bomba, véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030. M)


Torre Absor bedora Absorption Tower

El formato considera que la Torre Absorbedora consta de las secciones de separación y absorción. •

Temperatura de Operación del Tope: Top Operating Pressure

Indique la temperatura de operación en el tope de la torre. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

•

Presión de Operación del Tope: Top Operating Pressure

Indique la presión de operación en el tope de la torre. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

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•


Indique la presión de diseño interna requerida para la torre. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o




Indique la presión de diseño externa (vacío) requerida para la torre. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos, DTI. o

Temperatur a de Diseño: Design Temperature


Pérdida Presión de Máxima Permitida: Maximum Allowed Pressure Loss

El formato indica el valor de pérdida de presión máxima permitida según este INEDON. La pérdida de presión es considerada desde la boquilla de entrada en la sección de separación hasta la boquilla de salida del gas seco. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, BME, Memoria de Cálculo, Simulación del Proceso. •

Sección de Separación Integrada a la Torr e (S / N): Separation Section Integral with Tower (Y / N)

Se repite lo indicado en la página 1 del formato.

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Flujo Mínimo en Relación con el Flujo Normal: Turn Down Related to Normal Gas Flow Rate

El formato solicita que la Torre Absorbedora pueda procesar el 30 % (× 0,3) del flujo normal de gas ácido de alimentación. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. •

Altu ra To tal (TL/TL ): Total Height (TL/TL)

Generalmente, la Disciplina de Procesos no tiene como alcance dimensionar la torre, si este es el caso, el vendedor deberá suministrar la información. La casilla puede ser usada para una torre existente, la cual requiere cambios operacionales o de internos. •

Diámetro Interno: Internal Diameter


Sección de Separación Separation Section o


El formato solicita el uso un extractor de niebla. El tipo puede ser especificado por el vendedor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, este INEDON. o


El formato solicita una retención de partículas líquidas mayores de 10 μm. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1.

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o

Eficienci a de Retenció n de Partícul as: Particles Retention Efficiency

El formato solicita una retención de partículas líquidas mayor de 99 %. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción de la carcasa y acero inoxidable para los internos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o


Indique el espesor de corrosión permitido para las partes de acero al carbono. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. o

Enchapado Interno (S / N): Internal Cladding (Y / N)

El formato solicita el uso de enchapado interno para la sección de separación en el fondo de la Torre Absorbedora. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o

Material del Enchapado Interno : Material of Internal Cladding

El formato solicita un enchapado interno de acero inoxidable para la sección de separación en el fondo de la Torre Absorbedora. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1.

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o

Ai slamiento Térm ico (S / N): Thermal Insulation (Y / N)

Indique si existe un requerimiento de aislamiento térmico por conservación de calor para la sección de separación. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. o


Indique el espesor requerido para el aislamiento térmico. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. o


El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 13; pero es requerido que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). o


Indique los tiempos de residencia de líquido según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. N)


Torre Absorb edora Absorption Tower •

Sección de Absorc ión Absorption Section

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o

Tipo de Platos / Empaque: Type of Trays / Packing

El formato solicita el uso de platos perforados. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o


El formato solicita el uso un extractor de niebla. El tipo puede ser especificado por el vendedor. Referencias: Sección 12.1.1. o


El formato solicita una retención de partículas líquidas mayores de 5 μm. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o

Eficienci a de Retenció n de Partículas: Particles Retention Efficiency

El formato solicita una retención de partículas líquidas mayor de 99 %. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal de construcción de la carcasa y acero inoxidable para los internos. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.1. o



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o

Enchapado Interno (S / N): Internal Cladding (Y / N)

El enchapado interno es rara vez solicitado para la sección de absorción. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. o

Material del Enchapado Interno : Material of Internal Cladding

Indique el material del enchapado interno, si es solicitado para la sección de contacto de la torre. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. o

Ai slamiento Térm ico (S / N): Thermal Insulation (Y / N)

Indique si existe un requerimiento de aislamiento térmico por conservación de calor para la sección de contacto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. o


Indique el espesor requerido para el aislamiento térmico. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. o

Instrumentación Requerida: Required Instrumentation

El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 13; pero es requerido que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON).

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o


Indique los tiempos de residencia de la amina rica según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. O)


Torre Despojadora Absorption Tower •

Tipo de Platos / Empaque: Type of Trays / Packing

El formato solicita el uso de platos perforados. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.4. •

Altu ra To tal (TL/TL): Total Height (TL/TL)


Diámetro Interno: Internal Diameter


Temperatura de Operación del Tope: Top Operating Pressure

Indique la temperatura de operación en el tope de la torre. Referencias: BME, Simulación del Proceso.

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•

Presión de Operación del Tope: Top Operating Pressure

Indique la presión de operación en el tope de la torre. Referencias: BME, Simulación del Proceso. •

Flujo Mínimo en Relación con el Flujo Normal: Turn Down Related to Normal Gas Flow Rate

El formato solicita que el vendedor establezca el flujo mínimo de la Torre Despojadora basado en el flujo mínimo de la Torre Absorbedora. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.4. •




Si existe un requerimiento de extractor de niebla en la torre, indique el tamaño de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •


Si existe un requerimiento de extractor de niebla en la torre, indique la eficiencia de retención de partículas líquidas. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. •


El formato solicita el uso de acero al carbono como material principal y enchapado interno de acero inoxidable para la sección superior hasta un tercio de la altura total. El resto de la torre puede ser de acero al carbono. Indique el espesor de corrosión permitido para las 903-HM120-P09-GUD-087.DOCX/04/12/2009/AA/pa

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903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS partes de acero al carbono. Los internos son de acero inoxidable. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Sección 12.1.4. •


El formato solicita que la torre tenga aislamiento térmico para conservación del calor. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto, Lista de Equipos. •



Instrumentación Requerida: Required Instrumentation

El formato contiene los tipos mínimos de instrumentos según la Figura 18; pero es requerido que los tipos y cantidad estén acordes con el requerimiento del Proyecto, consúltese a la Disciplina de Automatización y Control. Si es requerido, se indica la ubicación de los instrumentos con un esquema (no incluido en esta revisión del INEDON). •


Indique los tiempos de residencia del fondo según el requerimiento del Proyecto. Referencias: Bases de Diseño del Proyecto. P)

Página 14: Esquema Scheme

El esquema mostrado en la HdD está basado en la Figura 5 y al final de la página están las notas siguientes: •

Alcance del Trabajo del Vendedor es mostrado dentro de las líneas segmentadas. Scope of Work of Vendor is shown within dashed lines.

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El vendedor puede suministrar un esquema de la Unidad de Endulzamiento de Gas con Amina según su estándar. Vendor can supply a scheme for the Amine Gas Sweetening Unit according to his standard.

El esquema es una propuesta y es revisado con el alcance del Proyecto. Q)

Página 15: Requerimientos Generales General Requirements

La página muestra los requerimientos generales de la Disciplina de Proceso y no solicitados en otra página. Si se considera conveniente, las otras Disciplinas de Ingeniería pueden incorporar en esta página sus requerimientos. En el lado derecho se muestran los tipos de ingenierías en las cuales se recomienda solicitar los documentos al vendedor, lo cual debe ser borrado antes de la emisión de la HdD.

R)

•

Ingeniería Conceptual (IC, CE).

•

Ingeniería Básica (IB, BE).

•

Ingeniería de Detalle (ID, DE).

Página 16: Notas Notes

La página muestra las notas más comunes para la HdD. La nota más importante es la que indica los valores que tiene que garantizar el vendedor. 16.3.

Elaboración de las Hojas de Datos El INEDON “Diseño y Especificación de Equipos”, N° 903-P3100-P09-ADM906, muestra el procedimiento para la elaboración y revisión de las HdD según el Sistema de Gestión de la Calidad de inelectra.

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17.


EVALUACIÓN DE LAS UNIDADES EXISTENTES La evaluación de una UEGA existente es generalmente realizada para saber si un cambio en el gas ácido de alimentación (flujo o composición) permite que se logre la especificación del gas dulce. Verifique con el Cliente que no existen problemas operacionales en la UEGA, si este fuese el caso, se recomienda que dichos problemas sean corregidos antes de la evaluación, de lo contrario serán arrastrados en la evaluación y aumentará el tiempo requerido para reproducir los datos medidos en campo con un modelo de simulación.

17.1.

Información Requerida La información mínima requerida para la evaluación de una UEGA es: A)

Las hojas de datos o los planos mecánicos del vendedor en la emisión “como construido” o “conforme a obra”. Si inelectra realizó la Ingeniería de Detalle de la instalación, verifique si se dispone de los documentos en el archivo del Proyecto de dicha ingeniería; en el caso contrario, los documentos son solicitados al Cliente.

B)

Nuevas condiciones de operación y las propiedades de los fluidos, por ejemplo, la composición, la presión, temperatura y flujos.

C)

Bases y Criterios de Diseño del Proyecto. Se requiere el documento del Proyecto original (en el cual se especificó la UEGA) y del nuevo Proyecto, si los documentos son diferentes. La comparación de los documentos permite conocer si los criterios fueron modificados.

D)

Confirme que los niveles de líquido, usados para control y el sistema de parada indicados en la hoja de datos, son los mismos que los configurados en la sala de control. El Cliente puede haber cambiado los niveles originales por conveniencia y el cambio puede no haber sido oficializado en algún documento.

E)

Los datos operacionales de la Unidad son provistos por el Cliente o levantados por el personal de inelectra (revise el alcance del Proyecto); dichos datos son obtenidos registrando los valores de los diferentes instrumentos en un periodo de tiempo corto y asegurando que no existan cambios operacionales significativos, por ejemplo una parada.

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17.2.


F)

Si el Rehervidor de la Torre Despojadora es un equipo de fuego directo, registre la posición de la válvula de control en la línea de suministro de gas combustible hacia el quemador. Si no existe una indicación en la sala de control, haga un estimado de la apertura de manera visual. Si la válvula está completamente abierta, esto significa un diseño deficiente o un problema operacional.

G)

Solicite que el Cliente confirme la calibración de los instrumentos.

H)

Solicite que el Cliente le informe cuando se realizó por última vez una limpieza de los intercambiadores de calor. El ensuciamiento de estos equipos afecta la transferencia de calor y por ende las temperaturas medidas.

I)

Solicite que el Cliente suministre un análisis del gas dulce para conocer su composición y para un juego de datos operacionales.

J)

Verifique si existen válvulas de desvío abiertas para las válvulas de control o los equipos.

K)

Solicite un análisis de pureza de la amina pobre; si está degradada, tampoco podrá reproducir a cabalidad el comportamiento de la UEGA.

Evaluación con un Modelo de Simulación Un modelo de simulación es elaborado con la información obtenida, donde el detalle de los internos de la Torres Absorbedora y Despojadora puede ser un punto clave para reproducir el contenido de los componentes ácidos en el gas dulce. El primer paso en el modelo de simulación es reproducir los datos medidos en campo y luego hacer los cambios operacionales requeridos por el Cliente (por ejemplo, un aumento del flujo de gas húmedo o un cambio en su composición) para verificar si los equipos existentes permiten obtener la especificación del gas seco. En ensuciamiento en los equipos de intercambio de calor no se puede medir y para reproducir los valores de temperatura medidos en campo, es posible que se requiera ajustar el factor de ensuciamiento usado en la simulación.

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Si la simulación indica que no se puede obtener la especificación del gas dulce, se recomiendan evaluaciones adicionales como: A)

El cambio de los platos perforados por relleno estructurado en las Torre Absorbedora (para permitir un flujo de gas mayor) y/o la Torre Despojadora. Esto requiere la validación del vendedor del empaque.

B)

El aumento del flujo de la amina pobre hacia la Torre Absorbedora; pero esto está limitado por la capacidad de las Bombas de Amina Pobre.

C)

El aumento de la concentración de la amina pobre (disminución del contenido de agua) para lograr un mejor endulzamiento del gas. El cambio es limitado por las condiciones de operación de la Torre Despojadora y el resto de los equipos asociados a esta.

El resultado de las evaluaciones puede originar la recomendación de cambios en los equipos o de operación. 18.

REFERENCIAS Leyenda de la ubicación de las referencias: 

Biblioteca Especializada de inelectra.



Servidor global de inelectra y el directorio siguiente: R:\Share\Departamental\Procesos\903 - INEDON\Intrucciones de Trabajo



Subscripción IHS para acceso a las Normas Internacionales a través de la página de intranet de la Biblioteca de Especializada. Intranet de Procesos.

[1]

ANSI/API Standard 610. Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries. Tenth Edition, October 2004. 

[2]

API Manual of Petroleum Measurement Standards. Chapter 15-Guidelines for the Use of the International System of Units (SI) in the Petroleum and Allied Industries. Third Edition, December 2001. Reaffirmed: May 2007. 

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[3]

API Recommended Practice 945. Avoiding Environmental Cracking in Amine Units. Third Edition, June 2003. 

[4]

Aspen HYSYS®. Simulation Basis. Version Number : 2006, October 2006. Aspen Technology, Inc .

[5]

DuPart, M. S., et al. Understanding Corrosion in Alkanolamine Gas Treating Plants. Part 1 & 2. Hydrocarbon Processing , April 1993. 

[6]

Gas Processing Suppliers Association (GPSA). Engineering Data Book. FPS Version. Volumes I & II. 12th Edition , 2004. 

[7]

Gonzalez-Barba, M., Spagnuolo, L. (Baker-Hughes). Corrosion Mitigation Strategies for Amine Gas Treating Plants. Corrosion Management in Gas Processing Facilities Seminar , Bahrain – 28th November 2007. 

[8]

Kohl, A., Nielsen, R. Gas Purification . Fifth Edition, 1997. Gulf Publishing Company. 

[9]

Lurgi AG. Gas Sweetening with Amines . Sin fecha de publicación. 

[10] Melo, L. F. et al. Fouling Service and Technolgoy . NATO ASI Series, Kluwer Academic Publishers . 1987.  [11] Pall Corporation. Sour Gas Treating-Amine Units . URL: http://www.pall.com/chemical_5615.asp [12] Perry’s Chemical Engineers’ Handbook. 8th Edition. McGraw-Hill . 2007.  [13] PRO/II®. Component and Thermodynamic Data Input Manual, Volume II: Thermodynamic Data (PRO/II 8.0 Edition ). Invensys® Systems, Inc. / SimSci-Esscor™ . [14] The International Systems of Units . Eighth Edition , 2006.  [15] Weiland, R. H., Dingman, J. C. Simulator Provides Guidance for Increasing CO 2 Slip in Gas Treating Applications . Optimized Gas Treating, Inc. GasTIPS, Winter 2002. 

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A N E X O 1 – A R C H I V O

DE

SIMULACIÓN

DE

PRO/II® (VERSIÓN 8.3)

(903-HM120-P09-GUD-087-1.zip)

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Información sobre PRO/II®. El sistema termodinámico AMINE permite el uso de un solo tipo de amina y tiene los rangos de aplicación mostrados a continuación [13]: Parámetro

MEA

DEA

DGA

MDEA

DIPA

1,7 a 34,5 (25 a 500)

6,9 a 68,9 (100 a 1000)

6,9 a 68,9 (100 a 1000)

6,9 a 68,9 (100 a 1000)

6,9 a 68,9 (100 a 1000)

< 135 (< 275)

< 135 (< 275)

< 135 (< 275)

< 135 (< 275)

< 135 (< 275)

Concentración en masa [%]

~15 a 25

~25 a 35

~55 a 65

~50

~30

Carga de componente ácido [mol del componente/mol de amina]

0,5 a 0,6

0,45

0,5

0,4

0,4

Presión [barg (psig)] Temperatura [°C (°F)]

Comportamiento de dos fases líquidas: •

Decantación del agua libre: no es soportada.

•

Equilibrio vapor-líquido-líquido (VLLE): es soportado.

Los sistemas de MEA y DEA tienen datos obtenidos de un gran número de fuentes, esto origina buenos resultados en la predicción del equilibrio de fases de esos sistemas. Los datos para un sistema con DIPA son limitados y los resultados no son adecuados para un diseño. En el caso de la DGA y MDEA, el usuario puede suministrar un factor de tiempo de residencia sin dimensión para ajustar el rechazo de CO 2 con esas aminas. Las predicciones para MDEA no son suficientemente adecuadas para un diseño.

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A N E X O 2 – A R C H I V O

DE

SIMULACIÓN

D E A S P E N

HYSYS® (VERSIÓN 2006)

(903-HM120-P09-GUD-087-2.zip)

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Información s obre Aspen HYSYS®. El paquete de propiedades para aminas tiene las características siguientes •

•

[4]

:

Contiene modelos termodinámicos desarrollados para el simulador de plantas de aminas llamado AMSIM (M). Limitaciones del equilibrio de solubilidad:

Alcanolamina

Concentración en peso de la alcanolamina

Presión parcial del componente (gas) ácido

Temperatura

[%]

[bara (psia)]

[°C (°F)]

(0 a 20,7) (0,00001 a 300) (0 a 20,7) (0,00001 a 300) (0 a 20,7) (0,00001 a 300)

25 a 127 (77 a 260) 25 a 127 (77 a 260) 25 a 127 (77 a 260)

MEA

0 a 30

DEA

0 a 50

TEA

0 a 50

MDEA (a)

0 a 50

(0 a 20,7) (0,00001 a 300)

25 a 127 (77 a 260)

DGA

50 a 70

(0 a 20,7) (0,00001 a 300)

25 a 127 (77 a 260)

DIPA

0 a 40

(0 a 20,7) (0,00001 a 300)

25 a 127 (77 a 260)

Nota: (a) Las mezclas de DEA/MDEA y MEA/MDEA son consideradas con un contenido principal de MDEA, por tal motivo, use los límites de MDEA para las mezclas. •

Está restringido a los componentes siguientes: o

Componentes (gases) ácidos: CO2, H2S, COS y CS 2.

o

Hidrocarburos: desde metano (CH4) hasta heptano (C 7H16).

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•

•

903-HM120-P09-GUD-087 0 Rev. GUÍA PARA LA ESPECIFICACIÓN DE LAS UNIDADES DE ENDULZAMIENTO DE GAS CON AMINAS o

Olefinas: Eteno (C 2=) y Propeno (C3=).

o

Mercaptanos: Metilmercaptano y etilmercaptano.

o

No hidrocarburos: H2, N2, O2, CO, H2O.

Los componentes hipotéticos (psedocomponentes) no están permitidos. Los datos no son correlacionados para cargas de H2S y CO2 mayor de 1,0 mol del componente ácido/mol de amina.

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