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Bielenis Villanueva Triana
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GAS NATURAL
Tomado de www.gas-training.com/Caracateristicas.html http://slidepdf.com/reader/full/endulzamiento-del-gas-natural-2007
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Tomado de www.gas-training.com/Caracateristicas.html
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GAS ÁCIDO Se considera ácido, el gas natural transportado o destinado al consumo doméstico, que contenga más de 4 ppm de H S y/o si tiene más de 2% 2 molar de CO2.
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Especificaciones
onten o e máximo
2
Sistema internacional
Contenido de azufre máximo Contenido CO2, máximo Contenido de oxígeno Contenido de agua 1
6 mg/m3
Sistema inglés ,
granos 100 scf
23 mg/m3
1,0 granos/ 100 scf
2%
2%
0,1%
0,1%
97 mg/m3
6 Lb/scf
grano, peso equivalente a 0.06 gramos
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Cuando se transporta gas natural con alto contenido de componentes ácidos se presentan problemas serios de
Corrosión y contaminación am ienta . El H2S en presencia de agua: Fe + H2S
FeS + H2
en presenc a e agua: 2
CO2 + H2O H2CO2 + Fe
H2CO2 FeCO3 + H2
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Cuando
la
purificación
del
gas
natural
nvo ucra s camente a remoc n e gases ácidos, se habla de endulzar el gas natural, y los procesos que cumplen este objetivo, se denominan procesos de ENDULZAMIENTO. ° 2° Sistemas complejos con reciclo del material removedor, debido a su alto costo.
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Lecho sólido o seco
Procesos con solventes físicos
Procesos con solventes químicos
Conversión directa
Membranas
Destilación
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Volumen del gas a tratar
Composición y Presión del gas Cantidad de H2S y CO2 a remover
Proximidad a una planta ya existente Vida estimada del yacimiento Es ecificaciones del as de salida Se debe evaluar el factor económico y técnico, las regulaciones del medio ambiente y los requerimientos de operación. http://slidepdf.com/reader/full/endulzamiento-del-gas-natural-2007
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Es on a de hierro.
Mallas o tamices moleculares.
Oxido de Zinc.
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Utiliza viruta de madera impregnada con una , produce un lecho con una extensa área superficial. El H2S reacciona con el óxido de hierro para formar sulfuro de hierro hasta que se consume todo el óxido de hierro.
2Fe2O3 + 6H2S → 2Fe2S3 + 6H2O http://slidepdf.com/reader/full/endulzamiento-del-gas-natural-2007
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2Fe2O3 + 6H2S → 2Fe2S3 + 6H2O Regeneración
Aire +
2Fe2S3 + 3O2 → 2Fe2O3 + 6S + Calor N2+O2+SO2
Gas dulce
S2 + 2O2 → 2SO2 Cierta cantidad del sulfuro final se que a en e ec o, ubicándose en sobre el óxido de hierro, disminuyendo la eficiencia del lecho.
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Tomado de www.eltacon.com/PS_Treatment.htm
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Este proceso es aplicado a gases con bajas concentraciones de H2S (300 ppm) operando a bajos rangos de presiones (50-500 psi).
El CO2no es removido en este proceso.
Los HC líquidos en el gas cubren el medio porosoun e inhiben las reacciones, para ello se ubica scrubber antes de la unidad, disminuyendo la cantidad de líquidos que condensen en el lecho. Después de 10 ciclos se debe cambiar el lecho por otro nuevo, manteniendo húmedo el lecho desechado para evitar que reaccione con el aire.
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sintéticamente, todos de un mismo tamaño para generar un material altamente poroso.
Tomado de www.pxceramic.com/images/Molecular%20sieve.jpg
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H2O , H2S
Tamiz molecular tipo A
Tamiz molecular tipo X
Moléculas polares forman débiles enlaces iónicos en la zona activa http://slidepdf.com/reader/full/endulzamiento-del-gas-natural-2007
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grandes concentraciones de dióxido de carbono.
Los procesos de absorción ocurren normalmente a presiones moderadas, a 450 psig para un óptimo desarrollo del enlace iónico. Pueden ser regeneradas indefinidamente haciendo fluir gas dulce a través de ellas a una temperatura entre 300-400 F.
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Este proceso es similar al de la esponja de . ZnO+ H2S → ZnS + H2O
La reacción es controlada por el proceso de difusión, que hay entre el ion de sulfato y la superficie de zinc para que exista reacción.
Las altas temperaturas (>250°F) aumentan la tasa de difusión.
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La vida útil del lecho es una función del meses y 10 años.
El catalizador ya gastado es descargado por flujo gravitacional y contiene mas del 20% en peso de sulfuro.
Su uso se ha disminuido debido a los problemas de eliminación del catalizador gastado; ya que, es considerado una sal metálica y pesada.
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En estos procesos, los componentes ácidos del gas natural reaccionan químicamente con un componente acuoso activo, ara formar com uestos inestables en un solvente que circula dentro de la planta.
La absorción ocurre como un resultado de la fuerza que genera la presión parcial del gas hacia el líquido.
Las reacciones involucradas se pueden revertir cambiando la P y T del sistema. Además, la solución acuosa puede ser regenerada en un ciclo de circulación continua.
La mayoría de estos procesos químicos usan una solución de aminas o de carbonatos.
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Alcanolaminas
- DEA - DGA - DIPA -
Carbonato de Potasio Caliente
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Los sistemas de gases ácidos con aminas equilibrio y propiedades cinéticas que permiten una remoción casi completa de los gases ácidos en gases inertes como el Gas Natural.
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Qg = 1.99 MMPCD
3
Qw = 0.1966 gpm
T=120 ºF Qg=18.01 MMPCD
Condensador De Reflujo
2
Salida Gas Dulce
T=145 ºF
Gas Ácido
Tanque de Abastecimiento
T= 190 ºF P = 10 psi
Acumulador de Reflujo
Separador de Salida
Absorbedor
Bomba de Reflujo
Filtro
Regenerador Enfriador de Aminas
Entrada de Gas
Fuente de Calor
Amina Rica Bomba de Amina Gas Combustible Scrubber
Rehervidor
T= 227 ºF T= 242 ºF
P=464.7 psi T=115 ºF Qg= 20 MMPCD
m na o re
1
Tanque de Venteo
4 Intercambiador de Calor de Amina Amina Rica
Alimento de Aminas Y Aditivos
Qg=1.99 MMPCD T=176 ºF
Flujo de Gas
Flujo de Amina
Gas Ácido
Recuperación
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Recuperador
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Es un separador cuyas funciones son retirar de la corriente de entrada:
Las impurezas sólidas de la corriente de entrada
Los reactivos químicos que pueda traer
Los hidrocarburos líquidos que se puedan condensar
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intimo entre la corriente de gas y el solvente para realizar la operación de endulzamiento.
Trabaja a Altas presiones y bajas temperaturas para que la reacción directa entre el Solvente y el gas c o pue a arse
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espumas
Gases altamente corrosivos -
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Está formada por platos que facilitan el con ac o as-de masa qu oentre e las a manera a transferencia fases se que lleve a cabo. Capsulas de Burbujeo Tipos e P atos
Perforados Con Válvulas
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Es un tanque de separación que se utiliza para remover os Amina componen corriente de Rica. es
rocar uros
e a
Permite utilizar el gas hidrocarburo que se
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El objetivo principal es aprovechar la energía para transferirla a la Amina Rica y alcanzar las condiciones de operación del Regenerador
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Se llevan a cabo las reacciones inversas para remover el as ácido del solvente
Se opera a bajas presiones y Altas Temperaturas para conseguir las condiciones óptimas de la reacción inversa
La separación ocurre por el incremento de la temperatura a causa de los vapores provenientes del Rehervidor
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Se encarga de suministrar la amina que por e ec os e os cons an es c cpara os semantener p er e enlas e absorbedor y regenerador, condiciones óptimas de operación. Opera a presiones cercanas a la presión Atmosférica.
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Generalmente la filtración eta as:
se realiza en dos
Filtración con elementos tipo cartucho, para remover partículas sólidas (Hasta de 10 micras)
Filtración con elementos de Carbón Activado, para remover (Hasta los hidrocarburos y otros contaminantes 5 micras) y evitar la formación de espumas.
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Se utiliza ara elevar la resión de la corriente de flujo de amina pobre, para de llevarla las condiciones de operación la atorre contactora.
Regula la velocidad de circulación
de la ,
esta depende de la amina utilizada en el proceso
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Solvente
% Peso
MEA
18
1475
DGA
60
870
DEA
25
865
MDEA
35
865
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(gpm)
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Suministra calor
ara la re eneración del
solvente, por medio del vapor de agua que envía al regenerador.
Se debe tener cuidado con solvente a tem eraturas
no exponer al ue uedan
descomponerlo.
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Solvente
Rango de Temperatura
MEA
225 a 260 ºF (437 a 500 ºC)
DGA
250 a 270 ºF (482 a 518 ºC)
DEA
230 a 260 ºF (446 a 500 ºC)
MDEA
230 a 270 ºF (446 a 518 ºC)
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Según el grado de sustitución del átomo central
Aminas Primarias Aminas Secundarias Aminas Terciarias
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Grupo Grupo “ol” OH
AMINA PRIMARIA
OH
H
H
C
C
H
H
H
H
C
C
H
H
H
H
Grupo “Amino”
H
OH
H
H
C
C
H
H
AMINA SECUNDARIA
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aso Difusión fase gaseosa
FG Interfase
FL
Paso 2 Difusión fase
Reacción química
líquida http://slidepdf.com/reader/full/endulzamiento-del-gas-natural-2007
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Es una amina primaria que se bajo estrictas es ecificaciones: Rango del 10 a un 20% en peso . Limitada a 0.3 a 0.35 moles de gas ácido por mol de amina para equipos de acero al carbono.
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Ventajas
Desventajas
• Alta reactividad • Bajo costo del solvente
• Reacción irreversible
• Buena estabilidad
como COS, CS2, SO2 • Al regenerarla retiene
química
• Bajo arrastre de HC • Baja inversión de la planta
con agentes oxidantes
una cantidad de gases ácidos relativamente alta
• Formación de espuma
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Es una amina secundaria considerada la mas eficiente y la mas común. El tratamiento no lleva a especificaciones de tan alta calidad como la MEA. Se usa para endulzar corrientes de gas que contengan más de un 10% molar de gas ácido. Rango del 20 a un 35% en peso.
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Ventajas
•
degradación con
Desventajas
•
• Altas tasas de
contaminantes como COS y CS2 circulación de solvente
• Bajas pérdidas por
•Alto costo del solvente
va orización
• Productos de degradación menos corrosivos que los de la MEA
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Es una amina terciaria que ha exhibido selectividad en la remoción de H2S. La TEA fue la primera amina comercialmente utilizada para endulzamiento de gas. Ha sido desplazada por la MEA y DEA, e o a a o peso equ va en e que genera inhabilidad para remover H2S y CO2 hasta las especificaciones del gas de venta por baja reactividad y poca estabilidad.
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• Utiliza las mismas reacciones que el proceso con MEA (amina primaria).
• Se usa una solución de 50-70% en peso DGA en agua.
• Genera una corrosión ligeramente menor que los sistemas con MEA.
Sus ventajas están que lasde bajas presiones de •vapor disminuyen lasen perdidas amina, y es una solución muy fuerte por lo tanto no necesita altas bajas tasas de circulación y requiere menos calor.
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Es similar al proceso MEA pero con ciertas ventajas:
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El COS puede ser removido y regenerado fácilmente.
El sistema generalmente no es corrosivo y requiere menos calor de entrada.
2S preferencialmente, A bajas presiones remueve el H a medida que aumenta la presión, la selectividad del proceso disminuye.
Remueve considerables cantidades de CO2 tan bien como de H2S.
Puede ser usado para remover solo H2S o H2S + CO2 selectivamente.
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Los principales problemas operacionales son: Corrosión ( presencia de gases ácidos, altas velocidades, sólidos en el sistema) (evita regeneración y afecta considerablemente el rendimiento)
Espumas r
as e am nas
(Vaporización, Arrastre, Degradación y remoción de ( productos de degradación, Pérdidas mecánicas )
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Promotores de espumas: Sólidos sus endidos finamente divididos Hidrocarburos disueltos Productos de la degradación Grasa de las válvulas
-
Se recomienda una adecuada filtración y usar antiespumantes cuidando el proceso de recuperación de aminas.
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El sistema utiliza una solución de carbonato de potasio para remover CO2 y H2S. Trabaja mejor con presiones parciales de CO2 en un rango de 30-90 psi, pero a estos valores de P es difícil tratar el H2S hasta los valores requeridos, haciéndose necesario un tratamiento adicional para descontaminación 2 . Utiliza un sistema opera a altas T, para evitar precipitación de sólidos, formación de espumas y corrosión.
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del H2S y/o el CO2 a en el solvente, en lugar de una reacción química entre el gas acido y el solvente. = 2S y CO2 bajas T aumentan la solubilidad del H disminuyendo su composición en el gas.
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para la absorción.
Estos los HCprocesos pesados.tienen una alta afinidad con
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uor o ven
Shell Sulfinol
Selexol
Rectisol
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Usa carbonato de propileno, que tiene una alta solubilidad del CO2 y otros gases. Remueve adicionalmente HC desde el C2+, COS, 2, 2 y 2 , o o e un so o paso. Requiere altos estándares de diseño, por ello hay ocasiones en que no es económicamente viable. Baja presión de vapor a T de operación. Baja solubilidad para HC livianos (< C2+)
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No reacciona componentes del gasquímicamente natural. Baja viscosidad.
con
los
No corroe los metales comunes.
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Mezcla de Sulfolano, DIPA y agua. No retira muy bien el CO2 como si el H2S. equ ere menos ca or q e s s ema con am na.
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Reduce los niveles de CO2 en un 85% aprox.
valores de PP en el gas acido, y bajo contenido de HC pesados.
Algunas veces se puede agregar DIPA para
la tubería, generando un ligero aumento del calor requerido.
Funciona como el Sulfinol.
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Usa metanol para endulzar el gas natural. Debido a la alta P de vapor del metanol, este proceso se opera a rangos de T entre -30 y -100°F.
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Usa reacciones químicas para oxidizar H2S y producir un sulfuro elemental.
Involucra catalizadores especializados y/o solventes.
Se usa directamente en la corriente de gas acido, o para tratar la corriente restante de los procesos de remoción química o física.
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Proceso Stretford, IFP (Instituto Francés del Petróleo).
.
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favorece la reacción de SO2 y de H2S para formar azufre.
La reacción ocurre en el absorbedor a 266 °F, y el azufre es producido directamente en el fondo del absorbedor
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2H2S + SO2 → 2H2O + 3S
Gas Acido
SO2
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Es el proceso mas importante de conversión . Las reacciones que ocurren son.
H2S + 3/2O2 → SO2 + H2 2 2 2 2
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Las membranas son barreras del adas permite sustancias.el
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paso
preferencial
a
ue
ciertas
Son construidas generalmente de polímetros y tam n se encuentran e otros mater a es como metal, cerámicos y vidrio.
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Maneja corrientes con concentraciones de CO2 de 2.24% hasta 33% molar
Contenido de H2S hasta de 3000 ppm.
Opera con corrientes de gas saturadas de agua.
Presiones en un rango de 400 a 1350 psig, mayores
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Slow
Membrana
H2O, H2,He
CO2,O2,H2S
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Ar, CO, N2, CH4 Hidrocarburos
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Recuperación de hidrógeno variedad de corrientes de gas de una gran Recuperación y purificación de helio
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Recuperación y purificación de CO2 procesos de recobro Eliminación del CO2 de gases naturales
en
2 de los gases producidos Eliminación del del COfracturamiento como resultado con CO2.
líquidos Deshidratación de presencia de CO2
gases
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naturales
en
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.
•
• Facilidad de instalación • Bajo peso y requerimiento de espacio. • El entrenamiento requerido o eradores es mu corto
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por
los
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os pos e equ pos y os m o os e se o son similares para sistemas de MEA, DEA y DGA: Para MEA:
GPM
=
41* (Qy / x)
Se asume una carga de 0.33 moles de gas ácido por mol de MEA
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Para DGA de alta carga:
GPM
=
55.8* (Qy / x)
Se asume una carga de 0.39 moles de gas ácido
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C D
=
44*
Q/ P
Donde: Q
=
MMscf de gas al contactor
DC
=
Diámetro del contactor en pulgadas
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Requerimientos de Intercambio de calor
Rehervidor
equer e os 2 (Btu/hr) Área (ft ) 72000*GPM 11.30*GPM
Intercambiador de 45000*GPM Amina Rica-Pobre
11.25*GPM
Enfriador de Amina 15000*GPM
10.20*GPM
Condensador de Reflujo
30000*GPM
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5.20*GPM
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Requerimientos de Potencia (HP) Bomba de Aminas GPM*PSIG*0.00065 Bombas de Reflujo
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GPM*0.06
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Tanque Rata circulación Diámetro de surgencia solución regeneraDiam. Long. dora GPM
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Acumulador de reflujo
Tambor flash
Filtro de carbón
Diam. Long.
Diam. Long.
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Diam.
Long.
10
16
24
72
16
36
24
72
16
84
25
24
42
96
24
48
42
96
24
84
50 100
30 42
48 60
144 192
30 42
96 96
48 60
144 192
36 48
96 96
200
60
84
288
60
96
84
288
60
96
300
72
84
384
72
96
84
384
72
96
400
84
96
384
84
96
96
384
84
96
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30 MMscf de gas disponible a 850 psig y con 0.6% de H S y 2.8% de CO , deben ser tratados 2 utilizando una solución 2al 20% de DEA. Si se utilizará un sistema de DEA convencional, que tasa de circulación de amina es requerida, y cuales serán los principales parámetros para el sistema de tratamiento de DEA?
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GPM
=
45* (Qy / x )
= 45* ( 30*3.4/20 ) =230 galones por minuto
A esquema
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Gas Ácido
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Condensador De Reflujo Endulzamiento DelGasNatural2007-slidepdf.com
Salida Gas Dulce
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Tanque de Abastecimiento
Acumulador de Reflujo
Separador de Salida
Absorbedor
Bomba de Reflujo
Filtro
Regenerador Entrada de Gas
Enfriador de Aminas Bomba de Amina
Fuente de Calor
Amina Rica
Gas Combustible Rehervidor
Scrubber
Amina Pobre
Tanque de Venteo
Intercambiador de Calor de Amina Amina Rica
Alimento de Aminas Y Aditivos
Recuperador
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El diámetro del contactor es:
D C
=
44 *
Q/ P
= 44* 30/ 865 = 44.4 in o 48 in redondeado
A esquema
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Requerimientos de calor:
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Reboiler H = 72000*GPM H = 72000*230 = 16.6*106 Btu/hr Intercambiador de Aminas H = 45000* GPM H = 45000*230 = 10.4*106 Btu/hr
A esquema
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Requerimientos de calor:
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H = 15000*GPM H = 15000*230 = 3.45*106 Btu/hr Condensador de reflujo = H = 30000*230 = 6.9 *106 Btu/hr
A esquema
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Requerimientos de potencia
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om a e
m na
HP = GPM*PSIG*0.00065 HP = 230*850*0.00065=127 Bomba de Reflujo HP = GPM*0.06 HP = 230*0.06 = 14
A esquema
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De la tabla se calcula el tamaño de vasijas rinci ales a 230 GPM Endulzamiento DelGasNatural2007-slidepdf.com
Diámetro del regenerador = 66 in
= Longitud tanque de surgencia = 317 in A Tabla A esquema
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Diámetro acumulador de reflujo = 66 in Lon itud acumulador de reflu o = 96 in Endulzamiento DelGasNatural2007-slidepdf.com
Diámetro tanque flash = 84 in Longitud tanque flash = 317 in
Diámetro filtro de carbón = 66 in Longitud filtro de carbón = 96 in A Tabla A esquema
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REMOCIÓN DE CO2 Y H2S SIMULTÁNEAMENTE 5/13/2018
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1000
l a n e o ) d i I c S á P ( s n a ó g i l c e t a d l n a e i m c r i l a A n ó i s
ECONAMIDA, DEA, SELEXOL, K2COSNEA, 3
SOLVENTES FÍSICOS
100 DEA, SULFINOL, SOLVENTES FÍSICOS, K2CO3
10 DEA, SULFINOL
e r P
1 0,1
1
10
100
Presión Parcial del gas ácido en el Producto (PSI)
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REMOCIÓN DE H2S (CO2 NO PRESENTE) 5/13/2018
a l n e ) I S S 2 P H ( e n d l ó i a c i c a r t a n e P m i n l ó i A e r P
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1000
SELEXOL, SULFINOL, DEA ESTASOLVAN, SNEA,
SOLVENTES FÍSICOS
100
MDEA, ADIP,SULFINOL
10 , AMINAS, VETRCOKE STRETFORD, VETRCOKE
1 0,1
1
10
100
Presión Parcial del H2S en el Producto (PSI)
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Gas de Cusiana (altas tasas de circulación, grandes cantidades de calor Endulzamiento DelGasNatural2007-slidepdf.com
para su regeneración, y producto altamente corrosivo)
Mezcla 40% en peso (MDEA 25% y DEA 15%), bajo consumo energético, economía.
Gas de Montañuelo(Se analizó mezcla de aminas y membranas poliméricas. Las primeras alta durabilidad y altos costos de operación. Las segundas Bajos costos de operación y retira también el agua, pero altos costos de mantenimiento con el cambio de malla)
.
Gas de Morichal
(bajos caudales del gas transportado)
Los caudales no hacen viable la instalación de una planta. Se estudia la posibilidad de membranas poliméricas)
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El proceso para endulzar el gas natural más aplicado en la industria es el que utiliza aminas Endulzamiento DelGasNatural2007-slidepdf.com
utilizadas en este de procesos son la Monoetanolamina y latipo Dietanolamina.
Los problemas operacionales asociados a una planta de tratamiento de aminas se pueden eneralizar en tres áreas: corrosión formación de espumas y pérdidas de aminas; los cuales deben ser tratados para asegurar el correcto funcionamiento de la planta.
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BAEZ HERNANDEZ, José María. Endulzamiento
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del gas natural. Tesis UIS. 1989 Gas Processors Suppliers Association. Capítulo 21. 1998 ARNOLD , Ken y STEWART, Maurice. Surface Production Operation, Volumen 2. Gulf Publisiging Company. 1999
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