EJEMPLOS-ENDULZAMIENTO

7/31/2019 EJEMPLOS-ENDULZAMIENTO

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ENDULZAMIENTOP T

REGENERACIONP T

El principio del Endulzamiento es neutralizar los gasescidos bien sea por procesos fsicos o qumicos.

Adems, el proceso en s requiere una fase de regeneracinen donde se recupera el compuesto de endulzamiento,convirtiendo el sistema en un proceso cclico, esto con fineseconmicos.


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Para eso hay que tener en cuenta los siguientes tipos deseparacin:

Se desea separar slo H2S.

Se desea separa H2S y otros compuestos de azufre.Se desea separar slo CO2.Se desea separar todos los gases cidos.

De igual forma, los procesos de Endulzamiento pueden ser:

FSICOS

QUMICOS Reversibles

Irreversibles

De Absorcin

De Adsorcin


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Gases cidos atrapados

GAS AGRIO

ReaccionesQumicas o

Enlace inico

Gas Natural


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ESPONJA DE HIERRO

Se remueve H2S, no CO2Es aplicado a gases que tienen bajas concentraciones de H2S

(300ppm), operando a presiones bajas y moderadas (50-500psig).

2Fe2O3 + 6H2S 2Fe2S3 + 6H2O

La reaccin requiere agua levemente alcalina y de T < 110F.

La regeneracin est dado por:

2Fe2S3 + 3O2 2Fe2O3 + 6S

S2 + 2O2 2SO2


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MALLAS MOLECULARES

Usa slidos cristalinos fabricados sintticamente queprovee un material muy poroso con cargas polares

Las molculas polares como H2S o agua, entran en losporos formando un dbil enlace inico, mientras que lasmolculas no polares, como los hidrocarburos parafnicos,no se enlazan.

Las unidades de malla molecular pueden deshidratar el gasa la vez que lo endulzan.


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OXIDO DE ZINC

Es similar al de esponja de hierro.

ZnO + H2S ZnS + H2O

Su vida til es funcin de la cantidad de H2S presente en elgas.

La cada de presin a travs del lecho es baja.

Su uso ha ido decreciendo debido a problemas en sudisposicin.


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PROCESOS CON AMINA

Sistemas de (MEA): (amina primaria). Es estable y no sufredegradacin o descomposicin a T>Tb

SRNHSHRNHT

2322 )()(2

HSRNHSHSRNH TO

)(2)( 3223

RRNHCOONHCORNHT

O

322 )(2

Estas reacciones son reversibles al cambiar la temperatura del

sistema.Para regenerar MEA, el MEA rico se calienta por encima de245F y a 10 psig, por lo que se desprenden los gases cidospresentes en el vapor.


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Sistemas con (DEA):

(amina secundaria). Base ms dbil que MEA. Tiene menosperdida de vapor y requiere menos calor para regenerarlo.

Estas reacciones son reversibles al elevar la temperatura.

Los productos de degradacin de reacciones son COS y CS2pueden ser regenerado en un regenerador.

SNHRSHNHRT

22222)(2

SHNHRSHSNHRT

O

222222 2)(

222222 RNCOONHRCONHRT

O


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MDEA

MDEA es una amina terciaria, menos bsica.

Tiene mayor capacidad para reaccionar con el gas agrioporque puede ser usado en concentraciones ms altas.

Es selectiva, reaccionando con todo el H2S, y slo con unaparte de CO2.


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ANALISIS COMPARATIVO ENTRE AMINAS

El MDEA presenta economa en la energa suministrada alrehervidor y al condensador.

Basado en datos experimentales y datos de laboratorio, larelacin de corrosividad de las aminas se da de la siguienteforma MEA>>DEA>>MDEA

El MDEA es amina terciaria y por lo tanto, la formacin delos carbonatos con CO2 no ocurre en el sistema basado enella. Los MEA y DEA forman carbonatos con CO2


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* La selectividad esta definida como la relacin entre (% molarH2S removido sobre % molar H2S de gas alimentado) y (% molarCO2removido sobre % molar CO2de gas alimentado)


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Sistemas con Diglicolamina (DGA): Es una aminaprimaria.Reacciona con los gases cidos igual que MEA. Losproductos de degradacin de reacciones con COS y CS2

pueden ser regenerados en un regenerador.

Sistemas con Disopropanol amina (DIPA): Es una aminasecundaria usada en SHELL.Reacciona con CO2 y H2S igual que MEA pero el COS puedeser removido ms fcilmente y el sistema es no corrosivo yrequiere menos calor de entrada.


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PROCESO CON CARBONATO DE POTASIO CALIENTE

Este proceso utiliza carbonato de potasio para remover CO2y H2S. Es mejor para CO2

Las reacciones se hacen reversibles al reducir la presinparcial del CO2. El K2CO3 puede tambin reaccionarreversiblemente con COS y CS2.

32232 22 KHCOOHCOCOK

CONPARCIALDEALTAPRESIO

32322 KHCOKHSSHCOKSHNPARCIALDEALTAPRESIO


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Se basan en la solubilidad del H2S y/o CO2, o en lasreacciones qumicas entre el gas cido y el solvente.

Deben ser considerados bajo las siguientes circunstancias:

Presin parcial de los gases cidos en la entrada es > 50psi.

La concentracin de HCS pesados en la alimentacin esbaja (la corriente de gas es pobre en propano y en HCS mspesados).

Solamente se requiere remover gases cidos.Se requiere selectiva remocin de H2S.


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Se debe considerar:

El tipo de contaminantes cidos presentes.Las concentraciones de cada contaminante y grado de remocin

deseada.El volumen de gas a ser tratado, la temperatura y presin en lacual el gas est disponible.

La viabilidad de recuperacin del azufre elemental.La remocin selectiva de uno o ms de los contaminantes sin

remover los otros.La presencia y cantidad de hidrocarburos parafnicos pesados y

aromticos en el gas.


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Determine Q, T, P, concentracin de los gases cidos en elgas de entrada, y concentracin permitida de gases cidosen la corriente de salida.

Con esta informacin, calcular la presin inicial de loscomponentes cidos.

PPi = XiPt

DondePPi = presin parcial del componente i, psiaPt = Presin del sistema, psiaXi = fraccin molar del componente i


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Se determina la situacin requerida posteriormente:

- Remocin de CO2 sin H2S presente- Remocin de H2S sin CO2 presente

- Remocin de CO2 y H2S- Remocin selectiva de H2S con CO2 presente


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La velocidad superficial del gas a travs de la esponja dehierro es normalmente < 10 pies/minuto para promover contactoapropiado con la capa y evitar excesivas cadas de presin.

Dimetro mnimo del recipiente es dada por:

dmin2 = 360QgTZ/P

dmin = dimetro mnimo requerido del recipiente, pulg

Qg = rata de flujo del gas, MMpcsdT = temperatura de operacin, RZ = factor de compresibilidadP = presin de operacin, psia


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La rata mxima de remocin es 15 granos de H2S/min/pie2,para permitir la disipacin del calor de reaccin.

d2min = 5.34*106Qg (MF)

dmin = dimetro mnimo requerido del recipiente, pulgQg = rata de flujo del gas, MM pcsdMF = fraccin molar de H2S

Cualquier dimetro igual o mayor que este ser unaescogenciaaceptable.


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A velocidades superficiales del gas muy bajas puedeocurrir canalizacin

d2max = 1800QgTZ/P

dmax = dimetro mximo para el recipiente, pulg.

Un tiempo de contacto de 60s es considerado un mnimo alescoger un volumen de la capa. Por lo tanto una relacin dedimetro (pulg) y altura de la capa (H en pies) aceptable es:

d2H >=3600QgTZ/P

H


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RATAS DE CIRCULACION DE AMINAPueden ser determinadas del Q del gas cido al seleccionar unaconcentracin de solucin y un carga de gas cido. Las siguientesecuaciones pueden ser usadas:

LMEA = 112Qg*MF/(cAL)

LDEA = 192Qg*MF/(cAL)

LMEA y LDEA = Rata de circulacin de MEA y DEA, gpmQg = Rata de flujo del gas, MMpcsd

MF = Fraccin de gas cido total en la entrada del gas, moles de gascido/mol de gas a la entradac = Fraccin de peso de la amina, lb de amina/lb de solucin = densidad de la solucin, lb/gal a 60FAL = carga de gas cido, mol de gas cido/mol de amina


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Los esfuerzos de solucin y de carga recomendados son:

MEA: C = 20 wt %, AL = 0.33 moles de gas cido/molDEA: C = 35 wt % AL = 0.5 moles de gas cido/mol

Las concentraciones recomendadas las densidades a 60F son:20% MEA = 8.41 lb/gal = 0.028 mol de MEA/gal35% DEA = 8.71 lb/gal = 0.029 mol de DEA/gal

Con lo cual las ecuaciones anteriores pueden ser simplificadas a :

LMEA = 201Qg*(MF)LDEA = 126Qg*(MF)


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Disear la unidad de esponja de hierro para un gas quepresenta las siguientes condiciones:

Caudal 2MMpcsdGravedad Especfica 0.6

H2S 19 ppm

Presin 1200 psigTemperatura 100F


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Tiempo decontacto = 60seg.

dmn

dmx

H d

1. Velocidadsuperficial delgas < 10ft/seg

2. Rata mximade remocin es15 granos deH2S/min/pie2

Velocidadsuperficial delgas > 2ft/seg

H>10ft para H2SH> 20ft paramercaptanos


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1.Calcular el dimetro mnimo si la velocidad del gas < 10ft/s:

d2min = 360QgTZ/P

De la ecuacin se desconoce el factor Z: gg = 0.6

Usando la correlacin de Standing para calcular condicionespseudocrticas:

Paragg < 0.75sPc = 667 + (15*Gg)(37.5*Gg^2) = 662.5 psiasTc = 168 + (325*Gg) (12.5*Gg^2) = 328.5 R

Las condiciones pseudoreducidas son:T = 100F= 560 R sTr=T/(sTc) =560/328.5=1.7P = 1200 psig = 1215 psia sPr=P/(sPc) =1215/622.5=1.8

Con estos valores vamos a la carta de Standing


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Z = 0.9


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2.Calcular el dmn si Qremocin de S < 15 granos H2S/min/pie2

d2min = 5.34*106Qg*(MF)

MF =? Ppm = 19

dmin = 5.34*106*2*(19/1000000) = 14.24 pulg

.

dmin= 360*2*560*0.9/1215 = 17.28 pulg

Reemplazando d2min = 360QgTZ/P


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3.Calcular el dmax para prevenir canalizacin donde Velocidadsuperficial del gas > 2ft/seg:

d2max= 1800QgTZ/P

dmax = 1800*2*560*0.9/1215 = 38.64 pulg.

El dimetro debe de estar entre 17.28 pulg y 38.64 pulg.

4. Escogiendo el tiempo de ciclo para un mes:

Tc = 3.14*10-8Fe*d2H*e/Qg*MF

asumiendo Fe = 9 lb Fe2O3/bushel

Teniendo e= 0.65 condiciones crticas

9

1520


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Despejando:

d2H = Tc*Qg*MF/3.14*10-8Fe*e

d2

H = (30*2*(19/1000000)) / ((3.14*10-8

)*9*0.65)

d2H= 6206.11

Calculando H para los d ms conocidos y se escoge aquella

combinacin de d y H que cumplan ms con la altura mnima dellecho (entre 10 y 20).


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d (Pulgadas) H (Pies)

18 19.2

20 15.522 12.8

24 10.8

30 6.9

36 4.8

Eldms aceptable fue elde 24 pulg., por lo que se

escoge una altura (H) delecho > 10 pies (seremueve solamente H2S).


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5.Calcular el volumen de la esponja de hierro:

Bu = 4.4*10-3d2H

Bu = 4.4*10-3*242*10.8 = 27.37 bushels.= 28 Bushels

En Estados Unidos generalmente la Esponja de Hierro seescoge por Bushels (unidad volumetrica) que se determinanpor la ecuacin anterior.


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PARAMETROS ESPECIFICOS PARA DEA

1.Mostrar si una unidad de DEA es una seleccin aceptable parael proceso.

2.Determinar la rata de circulacin usando 35wt% de DEA y unaAL = 0.5 mol de gas cido / mol de DEA.

3.Determinar dimetro y altura para la torre de contacto con DEA.

4.Determinar la carga calrica del re-hervidor.

H2S CO2


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H2S CO2


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1.Seleccin del proceso:

Entrada total de gas cido = 4.03+0.0019 = 4.032%Pgas cido en la entrada= 1015*4.032/100 = 40.9 psia

Salida total de gas cido = 2%Pgas cido a la salida = 1015*2/100 = 20.3 psia

De la figura 7-12 para remover CO2 y H2S, los procesos

posible son aminas, sulfinol o carbonatos. La seleccin mscomn para esta aplicacin es una unidad de DEA por sermenos corrosiva y ms econmica que la MEA.


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3. Calcular el tamao de la torre:

d2 = 5040*(TZQg/P)* (( g/( l- g))*CD/dm)1/2 (volumen 1 Stewart)

De la ecuacin se desconoce el factor Z: Gg = 0.67

Usando la correlacin de Standing para calcular condiciones pseudocrticas:Para gg < 0.75

sPc = 667 + (15*Gg)(37.5*Gg^2) = 660.22 psiasTc = 168 + (325*Gg) (12.5*Gg^2) = 380.14 R

Las condiciones pseudoreducidas son:T = 100F= 560 R sTr=T/(sTc) =560/ 380.14 = 1.47P = 1200 psig = 1215 psia sPr =P/(sPc) =1215/ 660.22 =1.84

Separador vertical


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Con estosvamos a la

carta deStanding

0.84


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A travs de la ecuacin de estado se tiene:

PV=nRTZPV=(m/M)RTZ r =PM/RTZ

Donde g g=Mgas/Maire Maire=28.964lb/lbmol

0.67*28.964lb/lbmol =Mgas19.406lb/Lbmol=Mgas

Despejando rrg = 1015*19.406 / (560*0.84*10.73) = 3.9 lb/pie3

rl = 8.71 lb/gal = 65.1 lb/pie3 35% DEA = =8.71 lb/gal


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Asumiendodm=150 micrones

Y teniendo en cuenta que: CD= 0.689

Por lo tanto: d2 = 5040*(TZQg/P)*(( g/( l- g))*CD/dm)1/2

d2 = 5040*(560*0.84*100/1015)*((3.9/(65.1-3.9))*0.689/150)1/2d2=3996.25 pulg2

d = 63.2 pulg.

Usar torre con dimetro interior de72 pulg


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4. Determinar la carga calrica del re-hervidor:

Tpicamente para un stripper con 20 bandejas, el reherbidor debetrabajar a:

Para un sistema MEA: 1000-1200 Btu/galn de solucin pobreDEA: 900 - 1000Btu/galn de solucin pobre

Usando 1000 Btu/gal de solucin pobre

q= (1000 Btu/gal)*(508 gpm)*(60 min/hr) = 30.5 MM Btu/hr


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El Gas de Cusianano cumple con las especificaciones de Puntode Roco (131 vs 21 F mximo), es decir, del contenido dehidrocarburos ms pesados que el metano y el etano, ni con la delcontenido de CO2 para el gas seco (5.2% vs 2.0% mximo)


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CALIDAD DEL GAS NATURAL DE LOS CAMPOS VS ESPECIFICACIONES DE CONTROLPARA INGRESO A LA RED TRONCAL

ESPECIFICACIONES DECONTROL Unidad Valor GUAJIRA CUSIANA APIAY MONTA-

UELO

P. Calorfico Bruto (GHV),max/min BTU/lb 1150/950 998 1192 1165 991

Contenido HCs lquidos libre libre SI libre libre

Punto de Rocio, max ( DP ) oF 21 -108 131 -10 -100

Contenido total de H2S, maxgranos/100

pies3 0.25 ND 0.0010% 1 ppm ND

Contenido total de S, maxgranos/100

pies3 1.00 ND ND ND ND

Contenido de CO2, max %vol 2 0.244 5.01 2.77 2.47

Contenido de N2, max %vol 4 1.375 0.73 0.9 0.62

Contenido de Inertes, max %vol 5 1.621 5.74 3.67 3.09

Contenido de O2, max %vol 0.1 0.002 ND 0 0

Contenido de Agua, max lb/pie3 6 ND 2.78% 0.37 2.8

T de Entrega, max/min F 140/40 207


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Condiciones de Produccin:

Se requiere procesar 108 MPCD de gas crudo (con agua y CO2) apresin intermedia (500 psig y 207 F)

Tratamiento Propuesto:Remocin del CO2 con Amina.

Tratamiento de deshidratacin con TEG

Proceso de retiro de hidrocarburos lquidos por Refrigeracin

Resultados buscados:

Obtener 96,1 MPCD de gas natural.


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Opcin seleccionada

Absorcin con solventes (Amina, DEA, DGA, Sulfolane), conCarbonato de Potasio, proceso Giammarco-Vetrocoke.

Bsicamente el CO2

de la corriente de gas natural es absorbido acontracorriente por una solucin de Amina en una torre absorbedora. La Aminarica en CO2 pasa a una torre despojadora en donde se remueve el CO2. Elrgimen de circulacin de Amina y las condiciones de operacin (temperaturay presin) son los parmetros fundamentales para la reduccin a los nivelesrequeridos.

Para las corrientes consideradas en el estudio, el tratamiento con Aminareduce la concentracin de CO2 hasta niveles de 200 ppm. No se consideranprocesos selectivos para reduccin del contenido a determinados niveles,sino para la remocin prcticamente total del inerte.


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Hmedo

Gas Tratado

Torre

Absorbedora

Solucin pobrede Amina

CW

CWCondensador

C02+H2O+HC

Torreregeneradora

Gas a Tratamiento

Solucin ricade amina

PROCESO DE REMOCION DE CO2 DEL GAS NATURAL MEDIANTE

TRATRAMIENTO CON AMINA

Rehervidor deAMINA

Vapor de 150 psig

Condensado


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Conclusiones

Para el cumplimiento de las especificaciones de venta del gasnatural se requiere considerar un tratamiento Amina y TEG - paraajustar la especificacin de CO2 del gas de Cusiana. Tambin

requiere de un proceso de refrigeracin para retirarle hidrocarburospesados.

Los costos de tratamiento resultantes para los gases del CampoCusiana estn entre US$ 0,43 0,51 por KPC, sin incluir el beneficiode los lquidos resultantes que sera del orden de US$ 0,353/KPC.


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N Nombre Costo E) US $ Costo(m)US $ Costo M(E+m) US $ Costo(L) US $ Costo TotalUS $

1 Recipientes a presin 109 600 70 582 180 182 178 741 358 923

2 Intercambiadores 349 400 249 472 598 872 377 289 976 161

3 Torres de Destilacin 683 300 709 265 1 392 5651 381425 2 773 990

4 Bombas Centrfugas 468 100 334 692 802 792 559 546 1 362 337

5Tanques deAlmacenamiento

16 400 3 280 19 680 4 959 24 639

6 Torre de Enfriamiento 100 000 6 900 106 900 9 728 116 628

7 Caldera Industrial 385 300 84 766 470 066 61 109 531 175

TOTAL 2 112 100 1 458 957 3 571 0572 572796

6 143 853

ESTIMACION COSTO PLANTA DE CO2 PARA 108 MMpcs/d EN CUSIANA


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