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
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 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
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
EL PROCESO: MDEA ACTIVADA
EL PROCESO: MDEA ACTIVADA
FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
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
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 30-50
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
CIRCULACION DE AMINA
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
CIRCULACION DE AMINA
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
CIRCULACION DE AMINA
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
CIRCULACION DE AMINA
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
CIRCULACION DE AMINA
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
REGENERACION DE AMINAS
Rehervidor “Kettle”Etapa de equilibrio
CONFIGURACIONES TIPICAS FUEGO DIRECTO
TFLUIDO
FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
REGENERACION DE AMINAS
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:
FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
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
RECLAIMING DE LA SOLUCION
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
RECLAIMING DE LA SOLUCION
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
FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
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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