Endulzamiento de gas con aminas ormelquev

Gas NaturalGas Natural

Tecnología del Gas II2do. SEMESTRE - 2010

Endulzamiento del

CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA

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

LAS AMINAS

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


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


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


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

Regenerador21 platos

182-193 oC 360-380 oF


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


EL PROCESO: MDEA ACTIVADA

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

COmol

COmolCOmolSHmol

SHmolSHmol

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


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 30-50

Scf gas acido / galón amina 3,1 – 4,3 3,8-5,0 6,7-7,8 4,7-6,6 N/D

mol 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 / mol

MEA CO20,09 – 0,0125 0,3

H2S 0,006-0,01 0,25-0,40

DEA H2S 0,001-0,01 0,75+ H2S

CO20,003-0,03 (0,05 total a.g.)

DEA Split Flow Lean H2S 0,004Lean CO2 0,004

Semi 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

CO20,002-0,004 0,01-0,05

Frec 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/hr

C1 93 34,67 3814

CO2 7 2,61 287

Total 100 37,3 4101


22

2

12

2 5,383814

01,0 COhr

lbmol

COmol

COmol

CmolCOmol

COmol

1 % CO2 EN GAS RESIDUALSin co- absorción de HC

CO2 “Pick Up”→22 2495,38287 CO

hr

lbmolCO

hr

lbmol

CONSIDERAMOS 100 US gal MDEA 50% wt CON DENSIDAD DE

SOLUCION SG=1,05 @ 60 oF

USgal

lb

gal

lb

cc

gr

10087510005,133,805,1

MASA DE MDEA

USgal

MDEAlbs

USgal

lb

100438

100

50

100875


MOLES DE MDEA

USgal

MDEAlbmol

MDEAlbs

MDEAlbmol

USgal

MDEAlbs

10068,3119

100438

Lbmol CO2 / lbmol MDEA

Carga Rica 0,35

Carga pobre 0,05

Pick up CO20,30

22 249 COhr

lbmolCOUpPick

min376

68,3

100

min60

1830

3,0

249

2

2

USgal

MDEAlbmol

USgalhr

hr

MDEAlbmol

MDEAlbs

COlbmolhr

COlbmol

AL CONVERTIR EN “Pick Up”

gal

scf

hrUSgal

COlbmolscf

hr

COlbmol

18,4min60

min376

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 96100 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 SALIDA

LA COLUMNA CONTACTORA

EL SEPARADOR TRIFASICO

EL INTERCAMBIADOR DE CALOR

EL REGENERADOR

ENFRIADOR DE AMINA

LAS BOMBAS

RECLAIMING DE LA SOLUCION

LOS FILTROS

MATERIALES

TUBERIAS

LOS EQUIPOS DE ENTRADA

LCV

GRAN PARTE DE LOS PROBLEMAS

OPERACIONALES DEL CONTACTOR

SE DEBEN A CONDENSADOS,

SOLIDOS, INHIBIDORES, LODOS,

ACIDOS, OTROS, EN LA

ALIMENTACION

DEBE CONSIDERARSE FLUJO

PULSANTE EN DISEÑO

EL GAS DEBE ESTAR LEJOS DE SU

PUNTO DE ROCIO → CALENTAR CON

GAS DE SALIDA O AMINA POBRE

DEPURADOR 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 25-30

MDEA deslizamiento CO2 8-16

Solvente hibrido, trazas H2S 35-40

EL CONTACTOR: ALTURA

ALTURA DEL CONTACTOR → # ETAPAS

PLATOS O RELLENO

PLATOS TIPO VALVULA SS 304

ESPACIAMIENTO DE PLATOS: 18” – 24” –

30”

SCRUBBER ENTRADA/SALIDA PUEDE SER

INTEGRAL

ACTUALMENTE RELLENOS ES PRACTICA

COMUN

ACERO AL CARBONO.

LCV

EL CONTACTOR: DIAMETRO

DIAMETRO DEPENDE DE FLUJO

DE GAS

AREA DE GAS POR SOUDERS-

BROWN K = 0,161 (PLATOS)

V

VLMAX KV

AREA DE LIQUIDO:

)(00025,0 2min piegphA aaliq

gasliqtotal AAA

RELLENO CUANDO RESULTE

ECONOMICO:

EL SEPARADOR TRIFASICO

SEPARA EL GAS Y CONDENSADO

COABSORBIDO EN LA AMINA

REDUCE LA EROSION EN EL

LEAN/RICH HX

REDUCE LA CARGA DE VAPOR AL

REGENERADOR

PROTEGE PLANTA DE AZUFRE POR

ARRASTRE DE CONDENSADO

PROTEGE 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

AMINACONDENSADO

GAS COMBUSTIBLE

AMINA POBRE

INTERCAMBIADOR AMINA RICA/POBRE

REDUCE CARGA TERMICA DEL REHERVIDOR

(CALOR SENSIBLE)

DEBE GARANTIZAR VAPORIZACION DE LA

CARGA AGUAS ABAJO

T out AMINA RICA EXCESIVA PROMUEVE

PROBLEMAS DE CORROSION (T<220 oF)

CARCASA DE C.S. TUBOS SS304.

ACTUALMENTE SE UTILIZAN CAMBIADORES

DE PLACA

SE DEBE EVITAR EVAPORACION EN HX POR

CORROSION

VELOCIDAD BAJA (2-3 pie/s)

U →120 a 130 Btu/hr-pie2-oF

CONSIDERAR PEOR CASO (<T gas in) PARA

HALLAR DUTY

REGENERACION DE AMINAS

PROBLEMÁTICO POR CORROSION

NORMALMENTE PLATOS

PLATO DE ALIMENTACION→ 2-3

REGENERACION MEJOR A ALTA PRESION

(T fondo ↑)

CORROSION ↑ A ALTA T

T 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 REBOILER

EL CALOR DE REACCION PARA

HACER REVERSIBLE LA REACCION

ENTRE A.G Y AMINA

EL 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/POBRE

T AMINA POBRE > 10-15 oF T IN GAS

PARA EVITAR CONDENSACION HC

NORMALMENTE POR AIRE

FILAS CALIENTES SS304

FILAS FRIAS: C.S

UBICACIÓN DEPENDE DE PRESION

Y CRITERIOS ECONOMICOS:

ΔPpermisible ↑, A↓

BOMBAS DE AMINA

DEBEN LLEVAR LA AMINA HASTA LA

PRESION DE COLUMNA

ALTA CAPACIDAD: CENTRIFUGA

MULTIETAPA PARA ALTA PRESION.

CENTRIFUGA, UNA ETAPA PARA BAJA

PRESION

MOTORES ELECTRICOS O

EXPANSORES

ARREGLO DEPENDE DE ECONOMIA

PARA 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


POR QUE REGENERAR ?

CORROSION

REMOVER SOLUCION INACTIVA

METODOS DE RECLAIMING

DESTILACION

MEMBRANAS

INTERCAMBIO IONICO

CUALES SOLUCIONES SE REGENERAN

AMINAS

SOLVENTES PROPIETARIOS

OTROS

CUALES SON LOS PRODUCTOS DE DEGRADACION

ACETATOS, TIOCIANATOS, OXALATOS

DEPENDE DE LOS PRODUCTOS


MEA/DGA → COS FORMA SAL NO

REGENERABLE A Tregeneracion

EL RECLAIMING REMUEVE (DESTILA)

PRODUCTOS DE DEGRADACION

EN MEA, SE AGREGA NaOH PARA

AJUSTAR ph→8-9

3 % TASA DE CIRCULACION

PROCESO POR LOTES (BACHES):

SE LLENA EL RECLAIMER CON AMINA CALIENTE

SE CALIENTA 280-300 oF

SE EVAPORA Y SE LLEVA AL REGENERADOR

TOPE SIRVE DE REFLUJO

SE LIMPIA EL FONDO DEL RECLAIMER DE

PRODUCTOS DE DEGRADACION Y SE CARGA

NUEVAMENTE

LOS FILTROS

ESENCIAL PARA LA OPERACIÓN

TASA DE FILTRACION TAN ALTA

COMO SEA POSIBLE

EN PLANTAS PEQUEÑAS,

FILTRACION COMPLETA. EN

PLANTAS GRANDES 5-20% TASA

CIRCULACION

SOLIDOS: < 5 μ

CARTUCHO Y CARBON ACTIVADO

DURANTE INYECCION DE ANTI-

FOAM, FILTRO DE CARBON A BY-

PASS

LOCALIZACION: 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 PRINCIPAL

RECIPIENTES Y TUBERIAS → STRESS RELIEVING

ESPESOR POR CORROSION → 1/16” – ¼”. TIPICO 1/8”

CONSIDERE SS 304/316/410 PARA :

CONDENSADOR DE REFLUJO

HAZ DE TUBO REHERVIDOR

TUBOS HX AMINA RICA/POBRE

AREA DE BURBUJEO DEL CONTACTOR Y

REGENERADOR

TUBERIA AMINA RICA DESDE HX AMINA

5 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/s

EVITAR CONEXIONES ROSCADAS

UTILICE CODOS RADIO LARGO. NUNCA UTILICE “TEE’s”

ALIVIO TERMICO

EVITAR REDUCCIONES BRUSCAS

UTILICE REDUCCIONES INTEGRALES (MINIMICE SOLDADURAS)

CORROSION

GASES ACIDOS EN SOLUCION DE AMINA Y AGUA

DEGRADACION DE COS, RSH

ALTA CARGA ACIDA EN AMINA RICA Y ALTA T

ALTA CARGA ACIDA EN AMINA POBRE Y ALTA T

ALTA VELOCIDAD EN LINEAS Y REDUCCIONES

FALTA DE ALIVIO TERMICO

GENERADA POR:

PERDIDA DE PESO

SCC

CONSIDERAR: MATERIALES ESPECIALES SS

INHIBIDORES DE CORROSION

RECLAIMING DE SOLUCION

INCREMENTAR TASA DE AMINA PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA RICA

MEJORAR DESPOJAMIENTO PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA POBRE

INCREMENTAR TAMAÑO DE LINEA. REDUCCIONES INTEGRALES

ALIVIO TERMICO

MIMIMIZAR 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 INERTE

RECLAIMING

REDUCIR T regeneracion

ESPUMA

SOLIDOS SUSPENDIDOS (PRODUCTOS DE CORROSION)

HIDROCARBUROS LIQUIDOS: PTO DE ROCIO, CONDENSACION RETROGRADA, (FCV ENTRADA)

PRODUCTOS DE DEGRADACION

CUALQUIER MATERIAL EXTRAÑO (GRASA, INHIBIDORES, IMPUREZAS DE AGUA DE MAKE UP

SOBRECARGA DE GAS

ARRASTRE DE CARBON ACTIVADO

ADICION EXCESIVA DE ANTIESPUMANTE

GENERADA POR:

CONSIDERAR:

MEJORAR FILTRADO

REDUCIR CORROSION

INCREMENTAR T entrada GAS

MANTENER T amina pobre > 10 oF T entrada gas

RECLAIMING Y/O GAS BLANKETING

FEED GAS SCRUBBING

INYECCION DE ANTIESPUMANTE

REDUCCION DE CARGA DE GAS

ESPUMA

PERDIDAS DE AMINA

ESPUMA

ALTA PRESION PARCIAL AMINA (MEA/DGA)

ALTA T inlet

CONTACTOR CON CARGA EXCESIVA

GENERADA POR:

CONSIDERAR:

REDUCIR ESPUMA

REDUCIR T inlet

REDUCIR CARGA A CONTACTOR

CAMBIAR AMINA

CONCLUSIONES

PLANTAS DE AMINA CON LARGO HISTORIAL DE PROBLEMAS

PRINCIPAL PROBLEMA SIMPLE: CORROSION

CONOCIMIENTO ACTUAL GARANTIZA OPERACIÓN CONFIABLE

TODO EMPIEZA EN EL DISEÑO

“LO BARATO SALE CARO”. NO TODAS LAS OFERTAS SON IGUALES

EN AMINAS, OPEX SE SUPERPONE A CAPEX

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Endulzamiento de gas con aminas ormelquev

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