Endulzamiento del Gas Natural

Gas Natural

Tecnología del Gas II2do. SEMESTRE - 2015

Endulzamiento del

CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

Ing. Orlando Julián Melgar QuevedoDiplomado en Educación Superior

Contenido

Las Aminas1Proceso de EndulzamientoDiseño y Parametrización2

Equipos de Endulzamiento3

Problemas de Operación4

La Aminas

LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA LA ABSORCION DE H2S Y CO2 DEL GAS

CALOR

CALOR

AguaSalBaseAcido

aASHOHaAdeSulfuroaASH minminmin 222

aACOOHaAdeCarbamatoaACO minminmin 222

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

LAS AMINAS

MEA DEA DGA DIPA MDEAHOC2H4NH2 (HOC2H4)2NH H(OC2H4)2NH2 (HOC3H6)2NH (HOC2H4)2NCH3

Peso Molecular 61,08 105,14 105,14 133,19 119,17T ebullición atm (oC/oF) 170,5 /

338,9269 / 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/DBtu/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 REACTIVAA 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 PROPIETARIODIPA UTILIZADA EN SHELL SULFINOLTM. PROCESO PROPIETARIO. SELECTIVA H2SMDEA 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 ENERGIAMAYOR SELECTIVIDAD AL H2S

DESVENTAJAS: MAYOR # PLATOS REGENERACIONSTRIPPER Y REGENERADOR MAS

COMPLICADOSMAYOR # EQUIPOS

ALTO COSTO ENERGIAALTO % 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 oF

38 oC 100oF

116 oC 240 oF

79 oC 174 oF

40,5 oC 105 oF


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 bar70 psia

60 oC 140 oF

PCV 1,9 Bara 27 psia

2,3 Bara 33 psia

120 oC 260 oF

Regenerador

21 platos

182-193 oC 360-380 oF


EL PROCESO : DGA MEDIO ORIENTE

ALIMENTACION PRODUCTORas Tanura 3,6 x 106 m3 std/d (130 MMscfd)

2-3 bar (30-45 psia)49 oC (120 oF)9-13% H2S1,5-2,5% CO2

400-500 ppm H2S1000-2500 ppm CO2

Udhailiyah 2,2 x 106 m3 std/d (75 MMscfd)16 bar (235 psia)52 oC (125 oF)1-2% H2S10-11% 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% H2S8-14% CO2

Gas Residual:1-2 ppmH2S< 100 ppm CO2

Etano:< 2 ppm H2S20-80 ppm CO2


EL PROCESO: MDEA ACTIVADA

Contactor23 platos

Tanque

flash

Filtros

350 MM 110 oF1250 psig

5 % CO2

Regenerador

18 platos

337 MM 132 oF1240 psig

1 % CO2

2028 gpm 162 oF

1245 psig0,36 mol A.G./mol Amina

120 oF

2065 gpm 215 oF60 psig

0,3 MM 162 oF60 psig

LCV

LCVFCV

1016 gpm 162 oF1245 psig

15,4 MM 120 oF8 psig92 % CO2

66 gpm 120 oF8 psig

Agua 100%


0,01 mol A.G./mol Amina


LCV

FCV

1978 gpm 125 oF1245 psig


AguaAmina HO 350 oF

HO 275 oF110 MMbtu/hr

212 oF10 psig

EL PROCESO: MDEA ACTIVADA


SELECTIVIDAD A H2SAmina SelectividadMDEA 3,85MEA 0,89DEA 2,27

REACCION CON H2S MAS RAPIDA QUE CO2

SE REDUCE Tr PARA QUE LA REACCION CO2 NO OCURRA. # PLATOS AFECTA SELECTIVIDAD

FEED

TREATEDFEED

FEED

TREATEDFEED

COmolCOmolCOmol

SHmolSHmolSHmol

adSelectivid

2

22

2

22

%%%

%%%

CIRCULACION DE AMINA

EL TAMAÑO, Y POR ENDE EL COSTO DE UNA PLANTA DE AMINA DEPENDE EN GRAN MEDIDA DEL CAUDAL DE CIRCULACION DE AMINA

DEPENDE DE LA CARGA DE GAS ACIDO EN LA SOLUCION RICA, SOLUCION POBRE Y CONCENTRACION

Amina MEA DEA SNPA-DEA DGA MDEAConcentración (% wt) 15-25 25-35 25-30 50-70 30-50Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 6,7-7,8 4,7-6,6 N/Dmol gas acido / mol amina 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)

0,12 +/- 0,08 +/- 0,08 +/- 0,10 +/- 0,005-0,010

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

0,45-0,52 0,43-0,73 0,8-1,1 0,35-0,40 0,3


SOLVENTE Y SERVICIO Lean mol / mol Rich mol / molMEA CO2 0,09 – 0,0125 0,3

H2S 0,006-0,01 0,25-0,40DEA H2S 0,001-0,01 0,75+ H2S

CO2 0,003-0,03 (0,05 total a.g.)DEA Split Flow Lean H2S 0,004

Lean CO2 0,004Semi lean H2S 0,018Semi lean CO2 0,018

MDEA Sour Gas 0,001 – 0,05 0,5 con H2S&CO20,35-0,9 + CO2

MDEA Tail Gas H2S 0,002-0,004 0,01-0,02

CO2 0,002-0,004 0,01-0,05Frec 0,02-0,09 mol

A.G./mol MDEA

CARGAS ACIDAS TIPICAS


ESTIMAR LA TASA DE CIRCULACION DE AMINA PARA TRATAR 37,3 MMscfd (1 x 106 Mm3/d) DE GAS NATURAL CON LA SIGUIENTE COMPOSICION

Amina Gas in (%)C1 93

CO2 7

SE UTILIZARA MDEA 50% wt PARA REDUCIR EL CO2 HASTA 1%, CON CARGA EN AMINA POBRE DE 0,05 mol a.g./mol AMINA Y CARGA EN AMINA RICA DE 0,35 mol a.g/mol AMINA

Amina Gas in (%) MMscfd Lbmol/hrC1 93 34,67 3814

CO2 7 2,61 287Total 100 37,3 4101


1 % CO2 EN GAS RESIDUALSin co- absorción de HC

CO2 “Pick Up”→

CONSIDERAMOS 100 US gal MDEA 50% wt CON DENSIDAD DE SOLUCION SG=1,05 @ 60 oF

MASA DE MDEA

22

2

12

2 5,38381401,0 COhr

lbmolCOmol

COmolCmolCOmol

COmol

22 2495,38287 COhr

lbmolCOhr

lbmol

USgallb

gallb

ccgr

10087510005,133,805,1

USgalMDEAlbs

USgallb

10043810050

100875


MOLES DE MDEA

Lbmol CO2 / lbmol MDEACarga Rica 0,35

Carga pobre 0,05Pick up CO2 0,30

AL CONVERTIR EN “Pick Up”

USgalMDEAlbmol

MDEAlbsMDEAlbmol

USgalMDEAlbs

10068,3119100438

22 249 COhr

lbmolCOUpPick

min37668,3100

min601830

3,0

249

2

2USgal

MDEAlbmolUSgalhr

hrMDEAlbmol

MDEAlbsCOlbmol

hrCOlbmol

galscf

hrUSgal

COlbmolscf

hrCOlbmol

18,4min60min376

3792492

2


Gpm de solucion

Φ REGENERADOR

Surge Tank Tambor Reflujo

Flash Tank Filtro Carbon

Diam Long Diam Long Diam Long Diam Long

10 16 24 72 16 36 24 72 16 8425 24 42 96 24 48 42 96 24 8450 30 48 144 30 96 48 144 36 96

100 42 60 192 42 96 60 192 48 96200 60 84 288 60 96 84 288 60 96300 72 84 384 72 96 84 384 72 96400 84 96 384 84 96 96 384 84 96

TAMAÑO DE RECIPIENTES (PULG)

FUENTE: GPA Engineering Data Book

LOS EQUIPOS

EQUIPOS DE ENTRADA Y SALIDALA COLUMNA CONTACTORAEL SEPARADOR TRIFASICOEL INTERCAMBIADOR DE CALOREL REGENERADORENFRIADOR DE AMINALAS BOMBASRECLAIMING DE LA SOLUCIONLOS FILTROSMATERIALESTUBERIAS

LOS EQUIPOS DE ENTRADA

LCV

GRAN PARTE DE LOS PROBLEMAS OPERACIONALES DEL CONTACTOR SE DEBEN A CONDENSADOS, SOLIDOS, INHIBIDORES, LODOS, ACIDOS, OTROS, EN LA ALIMENTACIONDEBE CONSIDERARSE FLUJO PULSANTE EN DISEÑOEL GAS DEBE ESTAR LEJOS DE SU PUNTO DE ROCIO CALENTAR CON GAS DE →SALIDA O AMINA POBREDEPURADOR DE SALIDA LIMITA ARRASTRE DE AMINA

EL CONTACTOR: # ETAPAS

LCV

ALGUNAS COMPAÑIAS CONSIDERAN QUE EL CALCULO RIGUROSO DE ETAPAS EN EL CONTACTOR ES INUTIL# ETAPAS FUNCION DE ESPECIFICACION Y CARGA ACIDA DE SOLVENTE POBRE# ETAPAS BASADO EN EXPERIENCIA

Platos reales (Tipico)MEA, DEA, DGA 4 ppm H2S 20-25MDEA Espec. exigente 25-30MDEA deslizamiento CO2 8-16Solvente hibrido, trazas H2S 35-40

EL CONTACTOR: ALTURA

ALTURA DEL CONTACTOR → # ETAPASPLATOS O RELLENOPLATOS TIPO VALVULA SS 304ESPACIAMIENTO DE PLATOS: 18” – 24” – 30”SCRUBBER ENTRADA/SALIDA PUEDE SER INTEGRALACTUALMENTE RELLENOS ES PRACTICA COMUNACERO AL CARBONO.

LCV

EL CONTACTOR: DIAMETRO

DIAMETRO DEPENDE DE FLUJO DE GASAREA DE GAS POR SOUDERS-BROWN K = 0,161 (PLATOS)

AREA DE LIQUIDO:

RELLENO CUANDO RESULTE ECONOMICO:

V

VLMAX KV

)(00025,0 2min piegphA aaliq

gasliqtotal AAA

EL SEPARADOR TRIFASICO

SEPARA EL GAS Y CONDENSADO COABSORBIDO EN LA AMINAREDUCE LA EROSION EN EL LEAN/RICH HXREDUCE LA CARGA DE VAPOR AL REGENERADORPROTEGE PLANTA DE AZUFRE POR ARRASTRE DE CONDENSADOPROTEGE CONTACTOR DE FORMACION DE ESPUMA (HC)TR: 5 MIN (C1-C2). 30 MINUTOS (GAS RICO)SI F.G TIENE H2S SE RECTIFICA EN COLUMNA EMPACADA

CONDENSADO

AMINA

AMINA CONDENSADO

GAS COMBUSTIBLE

AMINA POBRE

INTERCAMBIADOR AMINA RICA/POBRE

REDUCE CARGA TERMICA DEL REHERVIDOR (CALOR SENSIBLE) DEBE GARANTIZAR VAPORIZACION DE LA CARGA AGUAS ABAJOT out AMINA RICA EXCESIVA PROMUEVE PROBLEMAS DE CORROSION (T<220 oF)CARCASA DE C.S. TUBOS SS304. ACTUALMENTE SE UTILIZAN CAMBIADORES DE PLACASE DEBE EVITAR EVAPORACION EN HX POR CORROSIONVELOCIDAD BAJA (2-3 pie/s)U 120 a 130 Btu/hr-pie→ 2-oFCONSIDERAR PEOR CASO (<T gas in) PARA HALLAR DUTY

REGENERACION DE AMINAS

PROBLEMÁTICO POR CORROSIONNORMALMENTE PLATOSPLATO DE ALIMENTACION→ 2-3REGENERACION MEJOR A ALTA PRESION (T fondo ↑)CORROSION ↑ A ALTA TT fondo →110-116 oC (230-240 oF). MAXIMO ABSOLUTO 127 oC (260 oF), REPRESENTA Pmax ABS 1,7 bara (25 psia)REHERVIDOR CON ACEITE CALIENTE, FUEGO DIRECTO, O VAPOR SATURADO# PLATOS 10-20

Vapor

Liquido

MP vapor


Rehervidor “Kettle”Etapa de equilibrio

CONFIGURACIONES TIPICAS FUEGO DIRECTO

TFLUIDO



CALOR SENSIBLE PARA LLEVAR T ENTRADA A T SALIDA REBOILEREL CALOR DE REACCION PARA HACER REVERSIBLE LA REACCION ENTRE A.G Y AMINAEL CALOR DEL CONDENSADOR (CALOR LATENTE DEL VAPOR QUE ABANDONA LA COLUMNA)

EL PRINCIPAL PROBLEMA EN EL DISEÑO DEL REGENERADOR ES ESTIMAR LA CARGA TERMICA REQUERIDA:


ENFRIADOR DE AMINA

ENFRIA LA AMINA AGUAS ABAJO DEL HX AMINA RICA/POBRET AMINA POBRE > 10-15 oF T IN GAS PARA EVITAR CONDENSACION HCNORMALMENTE POR AIREFILAS CALIENTES SS304FILAS FRIAS: C.SUBICACIÓN DEPENDE DE PRESION Y CRITERIOS ECONOMICOS: ΔPpermisible ↑, A↓

BOMBAS DE AMINA

DEBEN LLEVAR LA AMINA HASTA LA PRESION DE COLUMNAALTA CAPACIDAD: CENTRIFUGA MULTIETAPA PARA ALTA PRESION. CENTRIFUGA, UNA ETAPA PARA BAJA PRESIONMOTORES ELECTRICOS O EXPANSORESARREGLO DEPENDE DE ECONOMIAPARA DOS ETAPAS, Pinter=50 psig

DISEÑO SIMPLIFICADO (MEA/DEA)

Duty (Mbtu/hr) Area (pie2)Reboiler (fuego directo) 72000 x gpm 11,30 x gpmLean/Rich amina HX 45000 x gpm 11,25 x gpmEnfriador de amina 15000 x gpm 10,20 x gpmCondensador de reflujo 30000 x gpm 5,20 x gpm

REQUERIMIENTOS DE INTERCAMBIO DE CALOR

Potencia (Hp)Bombas principales 0,00065 x gpm x psi Bombas reforzadoras 0,06 x gpmBombas de reflujo 0,06 x gpmPotencia enfriador 0,36 x gpm

REQUERIMIENTOS DE BOMBEO

RECLAIMING DE LA SOLUCION

POR QUE REGENERAR ? CORROSIONREMOVER SOLUCION INACTIVA

METODOS DE RECLAIMING DESTILACIONMEMBRANASINTERCAMBIO IONICO

CUALES SOLUCIONES SE REGENERAN AMINASSOLVENTES PROPIETARIOSOTROS

CUALES SON LOS PRODUCTOS DE DEGRADACION ACETATOS, TIOCIANATOS, OXALATOSDEPENDE DE LOS PRODUCTOS

RECLAIMING DE LA SOLUCIONMEA/DGA → COS FORMA SAL NO REGENERABLE A Tregeneracion EL RECLAIMING REMUEVE (DESTILA) PRODUCTOS DE DEGRADACIONEN MEA, SE AGREGA NaOH PARA AJUSTAR ph→8-93 % TASA DE CIRCULACIONPROCESO POR LOTES (BACHES):

SE LLENA EL RECLAIMER CON AMINA CALIENTESE CALIENTA 280-300 oFSE EVAPORA Y SE LLEVA AL REGENERADORTOPE SIRVE DE REFLUJO SE LIMPIA EL FONDO DEL RECLAIMER DE PRODUCTOS DE DEGRADACION Y SE CARGA NUEVAMENTE

LOS FILTROSESENCIAL PARA LA OPERACIÓNTASA DE FILTRACION TAN ALTA COMO SEA POSIBLEEN PLANTAS PEQUEÑAS, FILTRACION COMPLETA. EN PLANTAS GRANDES 5-20% TASA CIRCULACIONSOLIDOS: < 5 μCARTUCHO Y CARBON ACTIVADODURANTE INYECCION DE ANTI-FOAM, FILTRO DE CARBON A BY-PASSLOCALIZACION: LEAN AMINE ANTES DE COOLER O RICH AMINE DESPUES DE FLASH TANK

AGUAS ABAJO DE FILTRO DE CARBON, A VECES SE COLOCA OTRO FILTRO DE CARTUCHO PARA EVITAR ARRASTRE DE FINOS


LOS FILTROS

MATERIALES

C.S. MATERIAL PRINCIPALRECIPIENTES Y TUBERIAS → STRESS RELIEVINGESPESOR POR CORROSION → 1/16” – ¼”. TIPICO 1/8”CONSIDERE SS 304/316/410 PARA :

CONDENSADOR DE REFLUJOHAZ DE TUBO REHERVIDORTUBOS HX AMINA RICA/POBREAREA DE BURBUJEO DEL CONTACTOR Y REGENERADORTUBERIA AMINA RICA DESDE HX AMINA5 ULTIMOS PLATOS DEL CONTACTOR Y 5 PRIMEROS PLATOS DE REGENERADOR

CONSIDERACIONES DE TUBERIAS

CONSIDERAR SS304 EN AMINA RICA CALIENTE (OJO CON CORROSION GALVANICA)MANTENER V < 3 pie/sEVITAR CONEXIONES ROSCADASUTILICE CODOS RADIO LARGO. NUNCA UTILICE “TEE’s”ALIVIO TERMICOEVITAR REDUCCIONES BRUSCASUTILICE REDUCCIONES INTEGRALES (MINIMICE SOLDADURAS)

CORROSION

GASES ACIDOS EN SOLUCION DE AMINA Y AGUADEGRADACION DE COS, RSHALTA CARGA ACIDA EN AMINA RICA Y ALTA T ALTA CARGA ACIDA EN AMINA POBRE Y ALTA TALTA VELOCIDAD EN LINEAS Y REDUCCIONESFALTA DE ALIVIO TERMICO

GENERADA POR:

PERDIDA DE PESOSCC

CONSIDERAR: MATERIALES ESPECIALES SSINHIBIDORES DE CORROSIONRECLAIMING DE SOLUCIONINCREMENTAR TASA DE AMINA PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA RICAMEJORAR DESPOJAMIENTO PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA POBREINCREMENTAR TAMAÑO DE LINEA. REDUCCIONES INTEGRALESALIVIO TERMICOMIMIMIZAR FLUJO MULTIFASICO

CORROSION

DEGRADACION DE AMINA

OXIDACION EN PRESENCIA DE AIRE (CAUSA CORROSION)PRESENCIA DE AZUFRADOS: SULFURO DE CARBONILO (COS), MERCAPTANOS (RSH)EXCESIVA T regeneracion Y φ calorico

GENERADA POR:

CONSIDERAR: BLANKETING DE GAS NATURAL O INERTERECLAIMINGREDUCIR T regeneracion

ESPUMA

SOLIDOS SUSPENDIDOS (PRODUCTOS DE CORROSION)HIDROCARBUROS LIQUIDOS: PTO DE ROCIO, CONDENSACION RETROGRADA, (FCV ENTRADA)PRODUCTOS DE DEGRADACIONCUALQUIER MATERIAL EXTRAÑO (GRASA, INHIBIDORES, IMPUREZAS DE AGUA DE MAKE UPSOBRECARGA DE GASARRASTRE DE CARBON ACTIVADOADICION EXCESIVA DE ANTIESPUMANTE

GENERADA POR:

CONSIDERAR: MEJORAR FILTRADOREDUCIR CORROSIONINCREMENTAR T entrada GASMANTENER T amina pobre > 10 oF T entrada gas

RECLAIMING Y/O GAS BLANKETINGFEED GAS SCRUBBINGINYECCION DE ANTIESPUMANTEREDUCCION DE CARGA DE GAS

ESPUMA

PERDIDAS DE AMINA

ESPUMAALTA PRESION PARCIAL AMINA (MEA/DGA)ALTA T inlet

CONTACTOR CON CARGA EXCESIVA

GENERADA POR:

CONSIDERAR: REDUCIR ESPUMAREDUCIR T inletREDUCIR CARGA A CONTACTORCAMBIAR AMINA

CONCLUSIONES

PLANTAS DE AMINA CON LARGO HISTORIAL DE PROBLEMASPRINCIPAL PROBLEMA SIMPLE: CORROSIONCONOCIMIENTO ACTUAL GARANTIZA OPERACIÓN CONFIABLETODO EMPIEZA EN EL DISEÑO“LO BARATO SALE CARO”. NO TODAS LAS OFERTAS SON IGUALESEN AMINAS, OPEX SE SUPERPONE A CAPEX

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Endulzamiento del Gas Natural

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