LEIDY ROCIO BARRERA JUAN SEBASTIAN LATORRE
Bucaramanga 31 de Mayo 2011
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Introducción al tratamiento del gas (Endulzamiento con aminas). Aminas. Diag Diagrrama ama de fluj flujo o del del proc proces eso o de endu endulz lzam amie ien nto con amin aminas as.. Carga de Amina mina al Sistema. Abso Absorc rció ión n de gases ases Ácid Ácidos os (tor (torre re conta ontact ctor ora) a).. Regeneración de la amina (torre regeneradora) y drenaje Disp Dispos osiición ión de la amin amina. a. Diseño. Conclusiones.
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Introducción al tratamiento del gas (Endulzamiento con aminas). Aminas. Diag Diagrrama ama de fluj flujo o del del proc proces eso o de endu endulz lzam amie ien nto con amin aminas as.. Carga de Amina mina al Sistema. Abso Absorc rció ión n de gases ases Ácid Ácidos os (tor (torre re conta ontact ctor ora) a).. Regeneración de la amina (torre regeneradora) y drenaje Disp Dispos osiición ión de la amin amina. a. Diseño. Conclusiones.
Consiste en disminuir la cantidad de gases ácidos tales como dióxido de carbono (CO2), Nitrógeno (N2), Oxigeno (O2), agua (H2O) y el sulfuro de hidrógeno (H2S) junto con otras especies de sulfuro uros para ara cump umplir lir espec pecific ificaacio ciones técnic nicas y/o per permitir itir el proceso en la plan lanta evit vitando ndo proble oblem mas de corr corros osió ión. n. H2S CO2
• 4 ppm = 0,25 0 ,25 granos/M pcs • 2 % en Vol.
H2S
CO2
* Altamente toxico. * Forma ácidos corrosivos con H20. * Presenta mal olor. * [ ]> 1000 ppm: otros sulfatos .
* No es inflamable.
* Genera ácidos corrosivos con el H20.
PROBLEMAS
• Fluido de inyección e proyectos EOR. • Ventearlo (si la normatividad la permite)
• Incinerar • Ventear Si la normatividad lo permite www.capa.ru
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El tipo y la concentración de impurezas además de la composición de hidrocarburos del gas acido. La presión y temperatura a la cual está disponible el gas acido
Presiones parciales
≥ (50 psi) de los gases ácidos bajas (Psia)
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Solventes físicos.
Aminas.
Las especificaciones del gas de salida. El volumen de gas a procesar. El capital, operación y costos de regalías del proceso. El contraste ambiental: disposición de productos.
Proceso de remoción de ácidos en el gas Absorción por solventes Químicos
Aminas MEA
Sales alcalinas
Físicos
Por sólidos Híbridos
Membranas
Conversión directa
Fraccionamiento criogénico
Esponja de hierro
Selexol
Tamices moleculares
Rectisol
Oxido de zinc
DGA DEA DIPA MDEA Mezcla de aminas “FUNDAMENTALS OF NATURAL GAS PROCESSING”, Kidnay A.J., Parrish W.R., Taylor & Francis Group, 2006.
Proceso de selección de la tabla para la eliminación del CO2 sin presencia de H2S.
Proceso de selección de la tabla para la eliminación del H2S sin presencia de CO2.
“FUNDAMENTALS OF NATURAL GAS PROCESSING”, Kidnay A.J., Parrish W.R., Taylor & Francis Group, 2006.
Proceso de selección de la tabla para la eliminación del CO2 en simultaneo con H2S.
Proceso de selección de la tabla para la eliminación selectiva de H2S con presencia de CO2.
“FUNDAMENTALS OF NATURAL GAS PROCESSING”, Kidnay A.J., Parrish W.R., Taylor & Francis Group, 2006.
Rata de circulación del solvente (según tamaño y costos de operación de los equipos) FACTORES DE MAYOR COSTO
Energía requerida para la regeneración del solvente.
Ventajas
Insensibilidad relativa a la presión parcial del H2S y C O2
Puede reducir el H2S y C O2 a niveles de ppm.
Desventajas
Altos requerimientos de energía para la regeneración del solvente
Generalmente no son selectivos entre CO2 y H2S
Las aminas están en una solución acuosa, por lo tanto el gas tratado va a ser saturado con agua
Ventajas
Requerimientos bajos de energía para su regeneración.
Pueden ser selectivos entre H2S y C O2
Desventajas
Puede ser complicado cumplir las especificaciones requeridas de H2S Bast te
ible la
ió
ial del ácid
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Las aminas son compuestos químicos orgánicos formados por amoniaco (NH3) que remplazan uno o más átomos de hidrógeno en algún grupo hidrocarburo. Las aminas son usadas en soluciones acuosas en rangos de concentración entre 10 al 65% en peso de aminas.
COMPONENTE
MEA R
DEA
TEA
MDEA
61,08
105,14
149,191
19,16
1,017
1,092
1,126
1,041
Punto de ebullición a 760 mm Hg, [°C]
170,4
268
335
247,3
Punto de ebullición a 50 mm Hg, [°C]
101
182
245
163,5
Punto de ebullición a 10 mm Hg, [°C]
71
150
205
128,6
<1
<0.01
<0.001
<0,01
10.5/50.9
28.0/82.4
21.6/70.9
-21/-6
921
101
208/407
138/280
Peso molecular Gravedad especifica a 20ºC
Presión de vapor a 20ºC [mm Hg] Puno de congelación [°C], [°F] Viscosidad a 20ºC [cP]
24.1 Punto de relampagueo para prueba de copa cerrada – ASTM D56 [°C/F]
96/205
191/375
Algunos parámetros operativos representativos para un sistema de aminas Wt% Concentración Moles de gas acido/moles de amina
MEA
DEA
DGA
MDEA
15 al 25 Aprox 20%
25 a 35 Aprox 35%
50 a 70
40 a 50
0.33 a 0.40
0.35 a 0.65
0.25 a 0.3
0.2 a 0.55
Las mas utilizadas son las aminas primarias y secundarias.
Monoetanol-amina (MEA) Ventajas
Alta capacidad de solución a los recuperadores (reclaimer) concentraciones moderadas. son instalados en línea de forma intermitente en la eliminación de las sales generadas, sólidos en Es usada para corrientes de suspensión, ácidos y gas con niveles moderados de compuestos de hierro, CO2 y H2S cuando se requiere formados a partir de COS y una remoción completa de CS2, ambas impurezas. “SOLO PARA AMINAS PRIMARIAS (MEA Y DGA)”. Es la mas reactiva para remover gas acido. •
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Desventajas
Una presión de vapor relativamente alta que resulta en altas pérdidas por vaporización. •
Sufre reacciones irreversibles con el CO2 y forman productos de degradación corrosivos. •
No remueve selectivamente H2S en presencia de CO2. •
Altas tasas de corrosión respecto a otras aminas, si la concentración de la MEA excede el 20% a altos niveles •
Dietanol-amina (DEA) Ventajas
Desventajas
Tiene una menor presión de vapor y por Es menos reactiva comparada con la tanto, menores perdidas por evaporación. MEA. •
Puede operar a altas cargas de gas acido, habitualmente entre 0.35 hasta 0.65 [moles de gas acido/moles de amina] •
Es mas selectiva comparada con la MEA.
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TORRE CONTACTORA
TORRE REGENERADORA
P[950-1000] Psi T [90 -110] °F
P[ 10-14,7 ] Psi T [230 - 240] °F “T en promedio para prevenir la degradación térmica de la amina”
Gas dulce Separador de salida
Limpia impurezas
Gas dulce
Condensador
posibles
Tanque de solvente
Gas ácido T=220 °F T=110 °F
Enfriador
T=100 F
Separador Contactora
Pone en contra flujo solución de aminas con gas acido
Intercambiad or amina rica/pobre
Bomba principal de la sln Amina
Gas de salida
Amina rica
Bomba de reflujo
Regeneradora
T=180 °F
P=950-1000 psi T=90-110 °F
Rehervidor
P=100psi
P=10-14,7 psi T= 230 -240 °F
T=225 - 260 °F
Gas ácido
Reclaimer T=280300°F Calor
Amina rica Separador de entrada
T regeneración: MEA (235 °F) DGA (240 °F)
P=75psiT =140 F
T=260 °F Separador flash
Remover HC
T=260 °F Recirculación de solución amina pobreBomba de refuerzo
FORMACIÓN DE ESPUMAS: La temperatura de amina pobre que esta entrando a la contactora se debe mantener debe mantener de 10 a 15 °F por encima de la temperatura del gas de entrada, para evitar la condensación dentro de la torre y por tanto la formación de espumas. CORROSIÓN: Temperaturas altas de regeneración mejoran la capacidad de remoción de gases ácidos pero también aumentan las posibilidades de corrosión y de degradación del solvente. PERDIDAS DE AMINA: La amina por generar una reacción química, es susceptible a degradarse además que las altas temperaturas aceleran su degradación. Cabe resaltar que las aminas en presencia de oxigeno se oxidan, especialmente en el tanque de almacenamiento.
1. Para estimar la razón de circulación de la amina Para MEA:
(0,33 moles de gas acido recogidas por mol de MEA asumidas Para DEA (convencional):
(0,5 moles de gas acido recogidas por mol de DEA asumido) Para DEA (de alta carga):
0,7 moles de gas acido recogidas por mol de DEA asumido) Para DGA
0,39 moles de gas acido recogidas por mol de DGA asumido). Las concentraciones de DGA son normalmente de 50-60% en peso
Q= Gas acido a ser procesado MM scfd y= Concentración de los componentes ácidos en la corriente de gas, % mol X= Concentración de la amina en la solución liquida, Wt %(% en peso)
Las ecuaciones anteriores no deben utilizarse si la concentración del H2S mas el CO2 en el gas está por encima de 5% en moles. También se limitan a una concentración máxima de la amina alrededor de un 30% en peso
2. Se calculan los requerimientos estimados de intercambio de calor
Requerimientos
estimados de
intercambio de calor
Energía (BTU/hr)
Área, (ft2)
Re-hervidor
72000*GPM
11,30*GPM
Intercambiador de
45000*GPM
11,25*GPM
15000*GPM
10,20*GPM
30000*GPM
5,20*GPM
calor Amina rica / amina pobre Enfriador de la amina (cooler) Reflujo en el condensador
3. Se calculan los requerimientos estimados de potencia
Requerimientos
Bomba principal de la solución de
estimados de energía
HP=GPM * Psig * 0,00065
la amina Bomba de refuerzo de la amina
HP=GPM * 0,06 = HP
(Booster) Bomba de reflujo
HP=GPM * 0,06 = HP
Enfriador de la amina pobre.
HP=GPM * 0,36 = HP
4. Calculo del diámetro de la contactora Donde: Q= Gas del contactor, MM scfd P= Presión del contactor, Psia Dc= Diámetro del contactor en pul, antes de redondear hasta la mas cercana 6 pulg. 5.
Calculo del diámetro del regenerador
GPM= Razón de circulación de la amina en galones por minuto. Dr=
Diámetro inferior regenerador, pulg.
del
El diámetro de la sección superior del punto de alimento puede estimarse en 0,67 veces el diámetro inferior.
Se dispone de 30.0 MM scfd de gas 850 psig y contiene 0.6% H2S and 2.8% CO2 para ser endulzado usando 20% en peso, de solución DEA (Dietanol-amina). Si se utiliza un sistema convencional usando DEA. ¿Cuál es la razón de circulación de amina requerida y cuales serian los principales parámetros para el sistema de tratamiento con DEA? SOLUCIÓN 1. Eq 2: La razón de circulación de amina requerida es: •
Para DEA (convencional):
y =0,6% H2S + 2.8% CO2
2. Requerimientos de Intercambiador de calor (energía) H = 72000 * 230 GPM = 16,6 *10 6 BTU / hr Re-hervidor
A=11,3 * 230 GPM=2600 ft 2
Intercambiador amina rica/amina pobre
H = 45000 * 230 GPM = 10,4 *10 6 BTU / hr A=11, 25 * 230 GPM=2590 ft2 H = 15000 * 230 GPM = 3, 45 *10 6 BTU / hr
Enfriador de la amina (cooler)
A=10, 2 * 230 GPM=2350 ft 2 H = 30000 * 230 GPM = 6, 9 *10 6 BTU / hr
Reflujo en el condensador
A=5, 2 * 230 GPM=1200 ft 2
3. Requerimientos de potencia Bomba principal de solución de amina “después del tanque” Bomba de refuerzo de la amina (Booster) “parte inferior de la torre regeneradora” Bomba de reflujo “después del condensador” Enfriador (cooler) de la amina podre.
HP = 230 GPM *850 Psig * 0.00065 =127
HP = 230 GPM * 0.06 =14
HP = 230 GPM * 0.06 =14
HP = 230 GPM * 0.36 =83
4. Diámetro del contactor
P=850+14,7
5. Diámetro del regenerador Dr de la parte inferior del punto de alimento
Dra de la parte superior del punto de alimento
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Es importante un buen manejo del acido en los gases para evitar problemas de corrosión en el procesamiento del gas tanto por el efecto del H 2 S como del CO 2 y sus reacciones con agua. Los procesos endulzamiento están sometidos a las especificaciones de venta del gas para seleccionar el tratamiento adecuado. El uso de aminas está regido por la selectividad que estas tienen a los componentes ácidos y sus respectivas propiedades físicas.
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El manejo adecuado del tratamiento de aminas es un factor fundamental para obtener un proceso óptimo de endulzamiento sin generar problemas en los equipos. Es importante determinar los parámetros de funcionamiento para que el proceso sea óptimo respecto a las tasas y caudales de soluciones a usar para que estos tengan la relación adecuada respecto a la sustancia a tratar.
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“FUNDAMENTALS OF NATURAL GAS PROCESSING”, Kidnay A.J., Parrish W.R., Taylor & Francis Group, 2006. “COMPUESTOS DE AZUFRE EN EL GAS NATURAL Y SU REMOCIÓN CON ALCANOL-AMINAS TERCIARIAS”, Estado del arte, GPA, Calafate-Santa Cruz, Octubre del 2008. “ENGINEERING DATA BOOK”, GPSA 12TH Ediciòn, 2004 “OPERACIÓN DEL SISTEMA DE ENDULZAMIENTO DEL GAS CON METIL- DIETANOLAMINA”, PLANTA DE TRATAMIENTO DE GAS DINA, 13/04/2010
