IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate Nueva Tecnología para Mejorar la Remoción de Mercaptanos...

IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de CalafateIAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate

Nueva TecnologíaNueva Tecnología

para Mejorar la Remoción de para Mejorar la Remoción de

MercaptanosMercaptanos

en Plantas de Aminasen Plantas de Aminas

Autores: Steve Bedell, John Griffin, Jan LambrichtsAutores: Steve Bedell, John Griffin, Jan Lambrichts Presentado por: Presentado por: Roberto Carlos SouzaRoberto Carlos Souza

Soporte Técnico en America Soporte Técnico en America LatinaLatina

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry

3. Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas

4. Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas

5. Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos

6. Eficiencia de la remoción de mercaptanos con el agente de remoción de mercaptanos (MRA).

7. Conclusiones

Introducción

• Las aminas han sido utilizadas hace décadas para la remoción de H2S y CO2.

• Sin embargo han resultado poco efectivas para la remoción de azufres orgánicos (Mercaptanos).

• Los solventes híbridos son utilizados normalmente para aumentar la eficiencia de la remoción de Mercaptanos.

• Legislaciones y regulaciones ambientales más estrictas.

• Dow esta desarrollando un nuevo concepto: un Agente de Remoción de Mercaptanos (MRA).

Introducción

Evolución de los solventes

• Eliminar o reducir el tamaño de las unidades de pre-tratamiento.

• Aumentar la eficiencia y extender la vida útil de los tamices moleculares

• Eliminar o reducir los residuos de corrientes de mercáptidos de sodio y bisulfuro provenientes de lavadores cáusticos.

• Reducción del contenido total de azufre en tratamientos de Gas y LNG.

Ventajas de la remoción de Mercaptanos

Introducción

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry




6. Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta.

7. Conclusiones

Ley de Henry

La ley de Henry enuncia que a una temperatura constante, la cantidad de gas disuelta en un líquido es directamente proporcional a la presión parcial que ejerce ese gas sobre el líquido.

Formula: p = xL* KH

Donde: p = presión parcial del soluto en fase gasxL= fracción molar de soluto en la solución

KH = constante de Henry(Depende de la naturaleza del gas, del líquido y temperatura)

Ley de Henry

Así que: KH = p / XL = en unidades de presión (Kpa, psi)

Para bajas solubilidades de gases en agua,KH = p / M = p* litros de solución/moles soluto

Solubilidad del gas en liquido= 1/KH= mol / l*p

Normalmente, para baja solubilidad de gases en agua, las constantes de Henry son expresadas en unidades de molaridad en lugar de fracción molar:

KH = p / M = p x litros/moles

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry





7. Conclusiones

Remoción de Mercaptanos con aminas

1/KH(total)= 1/KH(physical) + 1/KH(chemical)

RSH

RSH(aq) R3NH+ RS-

KH(physical)

+ amine

Gas Phase

Solution

KH(total)

Keq

Factores que promueven la remoción de RSH

• Usar aminas mas básicas (pH )– Disminuye la reversibilidad de la reacción amina-

RSH– Aumenta el requerimiento para la regeneración de

la amina

– Permite mayor absorción de CO2

• Los RSH de bajo peso molecular (C1, C2) tienen una mayor solubilidad

• Carga acida baja mejora la remoción de RSH


Solubilidad del metil mercaptano a distintas cargas ácidas.


Reacciones de los Mercaptanos con aminas

Reacción de amina-RSH en equilibrio constante (25ºC)

log(Ka) Keq with MDEA Keq with MEA

H2S -7 31.6 316

MeSH -10.3 0.0158 0.1585

EtSH -10.5 0.0100 0.1000

nPrSH -10.7 0.0063 0.0631

iPrSH -10.9 0.0040 0.0398

nBuSH -10.7 0.0063 0.0631

tBuSH -11.1 0.0025 0.0251

Equilibrium Constants for Reactions of MDEA and Mercaptans

0

0.002

0.004

0.006

0.008

0.01

0.012

0.014

0.016

0.018

MeSH EtSH nPrSH iPrSH nBuSH iBuSH

Keq

Reacciones de los Mercaptanos con aminas

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry





7. Conclusiones

Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas

Localización: Wyoming, EEUU

Solvente : UCARSOL® LE 777

Volumen gas amargo (MMSCFD) 12 – 12.25

Temperatura gas amargo (°C) 16.1 – 22.7Presión gas amargo (psia) 175

Flujo solvente amina pobre (gpm) 225 – 315

Temperatura amina pobre (°C) 41.7 – 44.4

Relación líquido-gas (litros/Nm3) 3.75 – 5.30

Carga ácida amina pobre (mol/mol) 0.0095 – 0.0125

Carga ácida amina rica (mol/mol) 0.205 – 0.268

% Remoción RSH con UCARSOL® LE-777

L/G Ratio L/G Ratio 3.753.75 5.305.30

MeSH 96.7 > 99.9

EtSH 91.2 > 99.9

iPrSH 60.2 99.8

nPrSH 71.5 82.2

iBuSH 86.0 97.5

nBuSH 85.3 76.7

sBuSH 82.3 56.7

tBuSH 84.3 45.3

C5+SH 67.1 56.3

Remoción total 90.95% 96.18%

Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry





7. Conclusiones

Localización : Kazajstán


Volumen gas amargo (MMSCFD) 106

Temperatura gas amargo (°C) 33

Presión gas amargo (psia) 986

Flujo solvente amina pobre (gpm) 1430

Temperatura amina pobre (°C) 41.7 – 44.4

Relación líquido-gas (litros/Nm3) 3.75 – 5.30

Conc. H2S gas amargo (%v) 3.7

Conc. CO2 gas amargo (%v) 5.7

Conc. RSH gas amargo (ppmv) 300 – 450

Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos

Composición mercaptanos de Kazajstán

Metil Mercaptano 51.1 %v

Etil Mercaptano 32.3 %v

Isopropil Mercaptano 11.3 %v

n-Propil Mercaptano 1.87 %v

t-Butil Mercaptano 0.45 %v

n-Butil Mercaptano 2.64 %v

1-Pentanotiol 0.34 %v


Calidad del gas tratado en Kazajstán

Resultado Especificación

H2S (ppmv) 0.5 – 3 13

CO2 (%v) 2.6 – 3.5 No-máx slip

RSH (ppmv) 20 – 42 25


Localización : British Columbia, Canadá


Volumen gas amargo (MMSCFD) 82

Temperatura gas amargo (°C) 20-30

Flujo solvente amina pobre(gpm) 735

Temperatura amina pobre (°C) 37

Relación líquido-gas (litros/Nm3) 1.82

Conc. H2S gas amargo (%v) 2.1

Conc. CO2 gas amargo (%v) 3.1

Conc. RSH gas amargo (ppmv) 300 – 400

Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)

Metil Mercaptano 50.0 %v

Etil Mercaptano 20.0 %v

Isopropil Mercaptano 13.3 %v

n-Propil Mercaptano 2.00 %v

t-Butil Mercaptano 1.00 %v

n-Butil Mercaptano 0.34 %v

sec-Butil Mercaptano 3.68 %v

Metil Etil Mercaptano 1.65 %v

Sulfuro de dimetilo 3.66 %v

Otros comp. de azufre 4.37 %v

Composición mercaptanos de British Columbia


Resultados Especificación

H2S (ppmv) 0.6 – 1.6 4

CO2 (%v) 1.5 – 1.9 No – máx. slip

Total S (ppmv) < 16 16

Porcentaje RSH Removido (%) 95

Calidad del gas tratado en British Columbia


Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry





7. Conclusiones

Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina

RSH

RSH(aq) R3NH+ RS-

KH(physical)

+ amine

+MRA

MRA(RS)

Gas Phase

Solution

KH(total)

1/KH(total)= 1/KH(physical) + 1/KH(che, ami) + 1/KH(che, MRA)

Estudio comparativo de la solubilidad de Metil SH

0

0.02

0.04

0.06

0.08

0.1

0.12

0.14

0.16

0.18

MeSH

Solu

bility c

onst

ant,

mole

s/L.k

Pa

Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina

Prueba en Planta con MRA

Condiciones típicas de operaciónCondiciones típicas de operación

Volumen gas amargo (MMSCFD) 1.3

Presión gas amargo (psia) 315

Flujo solvente amina pobre (gpm) 14

Temperatura amina pobre (°C) 49 – 60

Relación líquido-gas (litros/Nm3) 2.04

Conc. H2S gas amargo (ppmv) 300 – 1000

Conc. MeSH gas amargo (ppmv) 500 – 900

Conc. EtSH gas amargo (ppmv) 500 – 900

Conc. PrSH gas amargo (ppmv) 100 – 200

Prueba en Planta Piloto con MRA

Desempeño del MRA en la prueba

Prueba en Planta Piloto con MRA

Agenda

1. Introducción

2. Ley de Henry





7. Conclusiones

Conclusiones

• Solubilidad de RSH = ∑ solubilidad física y solubilidad química.

• A baja carga acida, la solubilidad química domina el total de la

solubilidad.

• A alta carga acida, se reduce la solubilidad química y la solubilidad

física es la dominante .

• La solubilidad física puede ser incrementada por el uso de solventes

híbridos, Sin embargo, tiene alta solubilidad con hidrocarburos

• La dosificación de MRA en soluciones de amina reduce

significativamente los mercaptanos en laboratorio, pruebas piloto y

comerciales

• Se requieren trabajos adicionales en las dosificaciones y optimización

de las formulaciones de los solventes.

Obrigado ! ¡ Gracias !Thank you !

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