Gas NaturalGas Natural

Hidrocarburos y Gas Natural

2do. SEMESTRE - 2013

Endulzamiento del

CARRERA DE INGENIERÍA INDUSTRIAL

Ing. Orlando Julián Melgar QuevedoDiplomado en Educación Superior

Contenido

Las Aminas1

Proceso de EndulzamientoDiseño y Parametrización2

Equipos de Endulzamiento3

Problemas de Operación4

La Aminas

AguaSalBaseAcido

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin 222

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin 222

LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES

DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA LA

ABSORCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

CALOR

CALOR

La Aminas

Amina % wt SG solución

(15 oC)

PM % molar amina

Kg amina/

m3 solucion

Lb amina/

gal sol.

Lbmol amina/

100 gal sol.

MEA 15 (10-20) 1,008 61,1 0,049 151,2 1,26 2,06DEA 35 (25-35) 1,044 105,14 0,084 366 3,05 2,90DGA 60 (40-70) 1,062 105,14 0,204 652 5,43 5,16

MDEA 50 (30-50) 1,048 119,17 0,131 524 4,37 3,67

MAS REACTIVA

MENOS REACTIVA

MONOETANOLAMINA (MEA)

DIETANOLAMINA (DEA)

DIISOPROPANOL AMINA (DIPA)

DIGLICOLAMINA (DGA)

METILDIETANOLAMINA (MDEA)

Las Aminas

C

H

N

H

C

H

H

OH

H

HMONO ETANOL AMINA

C

H

H

C

H

H

OH

C

H

H

C

H

H

OH

N H

Grupo “ol”

Grupo “Amino”

DI-ISO PROPANOL AMINA

C

H

H

C

H

H

OH

C

H

H

C

H

H

OH

N H

C

H

H

C

H

HDI ETANOL AMINA

Las Aminas

C

H

H

C

H

H

OH

C

H

H

C

H

H

OH

N H

METIL DI ETANOL AMINA

C

H

H

C

H

H

OH O C

H

H

C

H

H

N

H

H

C

H

H

DI GLICOL AMINA

Diagram

MEA DEA DGA DIPA MDEA

HOC2H4NH2 (HOC2H4)2NH H(OC2H4)2NH2 (HOC3H6)2NH (HOC2H4)2NCH3

Peso Molecular 61,08 105,14 105,14 133,19 119,17

T ebullición atm (oC/oF) 170,5 / 338,9

269 / 516 221 / 430 249 / 480 247 / 477

Freezing Point (oC / oF)

10,5 / 50,9 28 / 82,4 -12 / 9,5 42 / 107 -21 / -5,8

SG @ 20 oC (68 oF) 1,018 1,095 1,058 @ 60oF

0,999 @ 30oC

1,0426

Cp @ 60 F (btu/lb-F) 0,608 (68F)

0,600 0,571 0,69 (86oF) ---

Visc, cP 24,1 @ 68oF

350 @ 68oF 4 @ 60oF 870 @ 86oF 401 @ 20oC

Pv @ 100F (mmHg) 1,05 0,058 0,160 0,010 0,0061Calor de vaporizacion (btu/lb)

355@760mmHg

288@73 mm Hg

220@760mm Hg

N/D N/D

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery

Las Aminas

Amina MEA DEA SNPA-DEA DGA SulfinolConcentración (% wt) 15-25 25-35 25-30 50-70 VariaScf gas acido / galón amina (2) 3,1 – 4,3 3,8-5,0 6,7-7,8 4,7-6,6 4-17mol gas acido / mol amina (3) 0,33-0,40 0,35-0,40 0,72-1,02 0,25-0,4 N/DGas ácido en amina pobre (mol gas acido/mol amina) (4)

0,12 +/- 0,08 +/- 0,08 +/- 0,10 +/- N/D

Gas ácido en amina rica (mol gas acido/mol amina) (3)

0,45-0,52 0,43-0,73 0,8-1,1 0,35-0,40 N/D

Carga térmica rehervidor (Btu/gal sol pobre) aprox. (5)

1000-1200 900-1000 900-1000 1100-1300 350-750

Flux average para reboiler de vapor (Mbtu/hr-pie2) (6)

9-10 9-10 9-10 9-10 9-10

Flux average para calentador Fuego directo (Mbtu/hr-pie2)

8-10 8-10 8-10 8-10 8-10

Flux average reclaimer vapor o fuego directo (Mbtu/hr-pie2)

6 -9 No No 6-8 No

Temperatura de rehervidor (oF) 225-260 230-250 230-250 250-260 230-280

Calor de reaccionBtu/lbs H2S 550-670 500-600 511 674 N/D

Btu/lbs CO2 620-700 580-650 653 850 N/D

FUENTE: GPSA Engineering Data Book

Las Aminas

PUNTO DE CONGELAMIENTO DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA

GRAVEDAD ESPECIFICA DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA

MEA FUE DURANTE MUCHO TIEMPO LA AMINA MAS UTILIZADA →

ALTAMENTE REACTIVA

A PARTIR DE 1950-1960, DEA SUSTITUYE A MEA POR RESISTENCIA

A DEGRADACION CON AZUFRADOS → CORROSION

DGA UTILIZADA EN GRANDES CAUDALES DEBIDO A ↑

CONCENTRACION AUN CUANDO SE DEGRADA CON AZUFRADOS.

PROCESO PROPIETARIO

DIPA UTILIZADA EN SHELL SULFINOLTM. PROCESO PROPIETARIO.

SELECTIVA H2S

MDEA MAS UTILIZADA (80’s) → SELECTIVIDAD, REQUERIMIENTO

ENERGETICO Y BAJA TENDENCIA A DEGRADACION

LAS AMINAS

ESQUEMA DE PROCESO TRADICIONAL

Gas agrio

Gas Dulce

Amina Rica

Gas combustible

Gas ácido

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

HX amina rica/pobre

Bomba amina

Filtros

Enfriador de amina

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

Bomba reflujo

Condensador reflujo

Reclaimer (opcional)

Tambor reflujo

Gas agrio

Gas Dulce

Amina Rica

Gas ácido

Contactor

Separador de entrada

Separador de salida

Tanque flash

Rehervidor

Bomba reflujo

Condensador reflujo

Solución pobre

Solución semi-pobre

ESQUEMA DE PROCESO SPLIT FLOW

ESQUEMA DE PROCESO SPLIT FLOW

VENTAJAS: AHORRO CONSIDERABLE EN ENERGIA

MAYOR SELECTIVIDAD AL H2S

DESVENTAJAS: MAYOR # PLATOS REGENERACION

STRIPPER Y REGENERADOR MAS COMPLICADOS

MAYOR # EQUIPOS

ALTO COSTO ENERGIA

ALTO % H2S: 10-15%

ALTO CAUDAL: > 200 MMscfd

EL PROCESO: MEA / DEA

32 oC

90 oF

Gas Dulce

Amina Rica

C1,C2,C3

Contactor23 platos

Separador de salida

Tanque flash

Filtros

Rehervidor

Reclaimer (opcional)

Agua

58 oC 136 oF

4,1 Bara

60 psia

93 oC 200 oF

Regenerador

18 platos

1,5 Bara

22 psia

104 oC

220 oF38 oC 100oF

116 oC

240 oF

79 oC 174 oF

40,5 oC

105 oF

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery

EL PROCESO : DGA MEDIO ORIENTE

32 oC 90 oF

Amina

Rica

Contactor23 platos

Gas dulce a

compresión

Tanque

flash

Filtro

85 oC 185

oF

93 oC 200

oF

100 oC 212

oF

PCA flare

Agua de reposición

Side cooler

11 Bara 160 psia

LCLC

60 oC 140

oF

PCV

FC

LV

FCV

FCV

TCV

Vapor 5 bar

70 psia

60 oC 140

oF

PCV

1,9 Bara

27 psia

2,3 Bara

33 psia

120 oC 260

oF

Regenerador21 platos

182-193 oC

360-380 oF

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery

EL PROCESO : DGA MEDIO ORIENTE

ALIMENTACION PRODUCTO

Ras Tanura 3,6 x 106 m3 std/d (130 MMscfd)2-3 bar (30-45 psia)49 oC (120 oF)9-13% H2S

1,5-2,5% CO2

400-500 ppm H2S

1000-2500 ppm CO2

Udhailiyah 2,2 x 106 m3 std/d (75 MMscfd)16 bar (235 psia)52 oC (125 oF)1-2% H2S

10-11% CO2

< 2 ppm H2S

< 150 ppm CO2

Master Gas System

>113 x 106 m3 std/d (>4000 MMscfd)9-12,75 bar (130-185 psia)49-60 oC (120-140 oF)3-8% H2S

8-14% CO2

Gas Residual:1-2 ppmH2S

< 100 ppm CO2

Etano:< 2 ppm H2S

20-80 ppm CO2

FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery