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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