99939751 tratamiento de hidrocarburos

7/30/2019 99939751 Tratamiento de Hidrocarburos

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SECCION

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TRATAM

IENTO DE

HIDROCARBUROS


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Hay muchos mtodos empleados paraeliminar componentes cidos como(H2S y CO2 principalmente) y otras

impurezas a partir de corrientes dehidrocarburos. Los mtodos disponiblespueden ser categorizados dependiendo

de la reaccin qumica, absorcin,adsorcin o permeacin


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El sulfuro de hidrgeno es un gas altamente txico,en

concentraciones comoa partir de 10 ppmv puede probocar irritacin de los ojos, lanariz y la garganta.La nariz humana detecta sulfuro de hidrgeno enconcentraciones tan bajo como 0.02 ppmv. Sin embargo, elsentido humano del olfato no se puede confiar para detectarconcentraciones peligrosas de hidrgeno de sulfuro. Lasconcentraciones ms altas y la exposicin prolongada desulfuro de hidrgeno para desensibilizar el sentido del olfato.

Las concentraciones requerido para las reaccionesdiferentes por el cuerpo humanoson:


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1. Valor umbral lmite (TLV) para laexposicin prolongada: 10 ppmv

2. Los sntomas de leve despus de laexposicin varias horas: 10-100 ppmv 3. Concentracin mxima que puede ser

inhalado por una hora estos efectos tienen

graves sin los ojos y respiratoria significativaIrritacin: 200-300 ppmv 4. Peligroso despus de la exposicin de 30

minutos a una hora: 500-700 ppmv 5. Fatal en menos de 30 minutos: 700 a 900ppmv o ms. 6. La muerte en cuestin de minutos: ms

de 1000 ppmv


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El amonaco (NH3)

El sulfuro de hidrgeno (H2S)El cianuro de hidrgeno (HCN)El dixido de carbono (CO2)Sulfuro de carbonilo (COS)Disulfuro de carbono (CS2)

Los mercaptanos (RSH)El nitrgeno (N2)El agua (H2O)El dixido de azufre (SO2)El azufre elemental

El mercurio y el arsnicoOxgeno


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Hidrocarburos pesados (C6 +) pueden ser absorbidos por losdisolventes, que podra conducir a la formacin de espuma enla unidad de edulzamiento. para reducir el contenido dehidrocarburos pesados del entrante de gas a travs derefrigeracin (a travs de Joule-Thomson expansin, propanorefrigeracin, o turbo-expansin segn se describe en laSeccin 16), y la posterior condensacin de los componentespesados. Los lquidos condensados se eliminan, y el gas secalienta por encima de la temperatura de saturacin Antes deir a la edulcoracin unidad.

Un medio alternativo la agrupacin para eliminar los

hidrocarburos pesados gaseoso es a travs de adsorcin. Sepuede utilizar camas de almina o slice de gel en paralelo,tanto que una cama, mientras se regenera uno el otro est enservicio. Las camas son regeneradas por el calentamiento ydesorbedor de los hidrocarburos. Los hidrocarburospesados son recuperados de los gases de regeneracin a

travs de la condensacin


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Ejemp lo 21-1. 5.000 galones de solucin de amina con unpH de 12 se neutralizan por la adicin de cido clorhdrico(HCl). Cuntas libras de HCl puro se requieren?

SOLUCION:

Por cada litro de solucin el cambio en el OH-(H +) se requiere

El total requerido de HCl es:


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Originalmente aplicado al tratamiento de Gasen 1930 por Bottoms, las alcanolaminas seanconvertidao en los disolventes ms utilizadospara la eliminacin de gases cidos a partir de

corrientes de gas natural. Trietanolamina(TEA) fue la primera de uso comercial para elTratamiento de Gas. Ha sido desplazadas delas aplicaciones convencionales por otro tal

como alcanolaminas monoetanolamina(MEA),dietanolamina (DEA), diisopropanolamina(DIPA),diglicolamina (DGA ) ymetildietanolamina (MDEA).


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Qumica - Las reacciones de equilibrioson aplicables para el H2S y CO2 y

aminas primarias y secundarias acontinuacin se muestra una primariaamine. Una estimacin cualitativa de lavelocidad de la reaccin es no

incorporada.

Para la eliminacin de sulfuro dehidrgeno:


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Para la eliminacin de sulfurode hidrgeno

RNH 2 + H 2 RNH3+ + HS - ------------- 21-1RNH 2 +-SA RNH3 + + S - ----------------21-2

La reaccin entre el H2S y las reacciones deaminas son simples desde H2S directa yrpidamente Reacciona con aminas paraformar todos el bisulfuro de la ecuacin. 21-1

y el sulfuro por la ecuacin. 21-2.


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Para la eliminacin de dixidode carbono: 2 RNH 2 + CO 2 RNH3+ + Rpido

RNHCOO -------------------- 21-3RNH 2 + CO2 + H2O RNH3

++ HCO3

-------

---------------------- 21-4RNH 2 + HCO3

- RNH3

++ CO3

---------------

--------------------- 21-5


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1. Estos datos no deben ser usado para propsitos dediseo prctico especfico. Muchos de los factores quedeben considerarse en el diseo real de la planta.

2. Dependiendo de presiones parciales de gases cidos y lasconcentraciones de la solucin.

3. Dependiendo de presiones parciales de gases cidos ycorrosividad de solucin. Podra ser slo 60% o menosdel valor que se muestra para los sistemas corrosivos.

4. Vara con la relacin de reflujo separador de arriba. Bajocontenido de gas residual de cido requiere msbandejas extractoras y / o altas relaciones de reflujo

mayor rendimiento de el caldern.5. Vara con el extractor de proporciones generales, latemperatura de reflujo rico solucin de alimentacin a losdecapantes y la temperatura del caldern.


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Las aminas primarias y secundarias, puedenrepresentarse bajo la reaccin (Ec. 21-3), estaconduce a la formacin rpida de un carbonatoestable que es lento para hidrolizar al bicarbonato dearriba an ms. Las reacciones que conducen a

otros bicarbonato (Ec. 21-4) y el carbonato (Ec. 21-5) son lentos porque se tiene que proceder a travsde la hidratacin de CO2.

Por tanto, segn la ecuacin. 21-3 Hay un lmite

terico a la capacidad de carga qumica del primarioy secundario Las soluciones de amina a 0,5 molesde CO2 por mol de amina, incluso a las presionesparciales relativamente altos de CO2 en el gas a sertratado.


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A diferencia de las aminas primarias ysecundarias, el nitrgeno (N) en aminasterciarias (RR'R "N) No tiene hidrgeno

libre (H) para formar radamentecarbonatos de acuerdo con la Eq. 21-3.Como consecuencia, la eliminacin deCO2 por aminas terciarias slo segue

la lenta ruta del bicarbonato por laecuacin. 21-4 y carbonato por laecuacin. 21-5.


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Un reclaimer es generalmente requerido por la MEA y DGA sistemas

basados en amina. La ayuda Reclaimer retira productos de degradacin de la solucin y

tambin ayuda en el retiro del calor equilibrado de sales, solidossuspendidos, cidos y compuestos de hierro.

Los reclaimers en MEA y sistemas de DGA son diferentes. Para MEA,una solucin bsica ayuda anular las reacciones. Sosa y/o sodacustica son aadidas al reclaimer de MEA para proveer un pH deaproximadamente 8-9; ninguna adicin es requerida para el sistemade reclaimer de DGA. Reclaimers operan en un lugar de equipo de 1-3% del rango de circulacin total de amine en general. El ajuste del

tamao de Reclaimer depende de las existencias totales de la planta yel rango de la degradacin esperada.

La operacin de Reclaimer es grupo semi-continuo de operaciones.

El reclaimer est lleno de la solucin de amine caliente y, si necesario,la sosa es aadida.


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Como la temperatura aumenta en el reclaimer, empezar aextraerse el lquido. Los vapores de arriba pueden sercondensados y bombeados en el sistema de amina,

Pero en general el reclaimer es operado en el mezclador apresin de columna ligeramente ms arriba y donde losvapores son devueltos al separador.

La composicin de vapor inicial es esencialmente el agua. La destilacin persistente causar que la solucin se ponga

ms y ms grande con lo amina. Esto aumenta el punto de ebullicin de la solucin y la amina

empezar a destilar arriba. Nuevo dispositivo de alimentacines aadido continuamente hasta que el punto de ebullicin delmaterial en el recalentador del reclaimer llegue de 280 a 300F.

En este punto, la destilacin es continua por un corto tiempoaadiendo solamente el agua para ayudar a recuperar residuosde amina en el recalentador de reclaimer. El reclaimer eslimpiado luego, recargado, y el ciclo es repetido.


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Mono Etanol Amina.-- El gas a endulzar con mono etanol amina (MEA) es usado

donde hay presiones de contactor bajas y/o especificaciones degas cido severas. MEA remueve ambos H2S y CO2 de los flujosde gas. Las concentraciones de H2S bien por debajo de 4.0ppmv pueden ser conseguidos.

- La concentracin de CO2 tan bajo como 100 ppmv puede serobtenido en bajo para moderar las presiones. COS y CS2 sonremovidos por la MEA, pero las reacciones son irreversibles amenos que un reclaimer es usado. Ni siquiera con un reclaimer,el cambio por completo de las reacciones no puede serconseguido.

- El resultado es prdida de solucin y acumulacin de productosde degradacin en el sistema.

- El total del gas acido es mejorado tradicionalmente limitados en0.3-0.35 moles de gas acido/mol de MEA y generalmente laconcentracin de la solucin limita entre 10-20 wt%.


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Di Etanol Amina.-

- Este proceso es empleado a una solucin acuosa dedietanolamina (DEA). El DEA no podr tratar las

especificaciones de la calidad del gas para el gasoducto con unapresin baja como podra ser la del MEA.

- El alcance mximo de la carga es limitada por la solubilidad deH2S y CO2 en las partes inferiores de absorber las condiciones.

- Ms abajo el equilibrio para las soluciones est en 40 wt % de la

solucin DEA en 190 F.

El plan de circulacin de proceso para plantas de DEAconvencionales se parece el proceso de MEA.


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Las ventajas y las desventajas de DEA comparado con laMEA son:

Las cargas mol/mol tpicamente usados con DEA (0,35-0,82

mol/mol) son mucho ms altos que aquellos usados (0,3-0,4) porla MEA.

Porque la DEA no constituye una cantidad importante de ningnre generable producto degradada, un reclaimer no es requerido.Tambin, la DEA no puede ser requerida en el recalentamiento

de la temperatura como la MEA que si puede. La DEA es una amina secundaria y es qumicamente ms dbil

que la MEA, y menos el calor que es requerido para quitar lasolucin de amina.

La DEA forma un compuesto de re generable con COS y CS2 y

puede ser usado para el retiro parcial de COS y CS2 sinprdidas de solucin importantes.


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Di Glicol Amina.-

- Este proceso usa Diglycolamina, etanol de marca [2 - (2 -aminoethoxy)] en una solucin acuosa.

- El DGA es una amina primaria capaz de remover no solamente elH2S y CO2, pero tambin el flujo de COS y mercaptanos de gas ylquido. Debido a esto, el DGA ha sido usado en aplicaciones de gastanto natural y de refinera.

- El DGA ha sido usado para tratar el gas natural de 4.0 ppmv en laspresiones tan bajas como 125 psig.

- El proceso de circulacin para el DGA, para tratar el proceso essimilar al de la MEA. Las tres diferencias muy importantes son:

1. El repunte de gas cido ms alto por galn de amina puede

ser obtenido usando fuerza de solucin de 50-60 % para MEA(ms moles de amina por volumen de la solucin) en vez de15-20 %.

2. La rata de circulacin tratado y requerido es inferior. sta esuna funcin directa de la concentracin de amina ms alta.

3. El consumo de vapor del re-hervidor es reducido.


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El procedimiento supone calcular la rata de circulacin de amina y

usarla como la variable principal en clculos de los otrosparmetros. Para calcular la rata de circulacin de amina, lassiguientes ecuaciones son indicadas: Para MEA:

Ecuacin 21-6

(0.33 mol de gas acido por mol de MEA asumido)

Para la DEA (convencional):

Ecuacin 21-7

(0.5 mol de gas acido por mol de DEA asumido)


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Para DEA (carga alta):

Ecuacin 21-8

(0.7 mol de gas acido por mol de DEA asumido)

Para el DGA:

Ecuacin 21-9

(0.39 mol de gas acido por mol de DGA asumido)

(Las concentraciones del DGA son normalmente 50-60% por peso)


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Dnde:

Q = Gas agrio a ser procesado, MMscfd.

y = Concentracin de gas cido en gas irritable, Mol %. x = Concentracin de Amina en la solucin liquida, wt%.

El dimetro de un contactor de planta de amina, puede sercalculado usando la siguiente ecuacin:

Ecuacin 21-10

Dnde:

Q = MMscfd de gas en el contactor. P = La presin en el contactor en psia. D = Dimetro del contactor en plg antes redondeando sobre 6 plg.


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De forma semejante, el dimetro del regenerador por debajo del puntodel flujo puede ser calculado usando la siguiente ecuacin:

Ecuacin 21-11

Dnde:

GPM = Rata de circulacin de la amina en GPM.

D = Dimetro del regenerador inferior en plg


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Equilibrio entre H2S y CO2 y etanolaminas primariaso secundarias.

Pusieron a prueba el modelo ampliamente con losdatos de MEA y DEA, con buenos resultados. Estemodelo permite la interpolacin / extrapolacin dedatos de equilibrio a composiciones y temperaturasdonde las mediciones se han hecho.


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El proceso emplea el contacto

contra el gas de corriente con unasolucin custica en una columnade relleno o en bandeja. La

columna puede contener unaetapa o varias etapas,dependiendo del grado requeridode remocin. Los sistemas multi-etapa generalmente tienendiferentes concentracionescusticas que van desde 4-6 porciento en peso en la primera etapaa 8-10 por ciento en peso en lasltimas etapas. Etapas mltiplesaumentan la eficiencia custicamientras se mantiene una fuerzamotriz suficiente para lograrabsorcin.

Los sistemas Custicos de lavado (NaOH) pueden ser

utilizados para tratar corrientes naturales de gas para eliminarel CO2, CS2, H2S y mercaptanos.


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La esperada solucin es igual regenerada o desechadadependiendo en lo que los componentes de gasescidos estn presentes en el gas. Si slo estnpresentes los mercaptanos, la solucin custica estodava regenerada con vapor de agua en unaextraccin. Si el CO2 est presente, un producto noregenerable (Na2CO3) se forma y la solucin debe serdesechada. Como resultado, la presencia de CO2 ensistemas custicos conduce a un consumo elevado decomponentes custicos. Esta es una desventaja delproceso de lavado custico.

Las soluciones se consideran desechos peligrosos.


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El gas natural es normalmente agua lavadadespus de un lavado custico para eliminarcualquier componente custico en el gas

antes de la deshidratacin.Qum ica Las reacciones qumicas que intervienen son

las siguientes:


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Aunque la sosa custica se disuelve en agua

para formar soluciones de alta concentracin,se debe tener en cuenta la temperatura en laque estas soluciones separan hidratos slidos.El nmero de estos hidratos que se forman apartir de soluciones que se separan adeterminadas temperaturas y concentracionesde -28 C a 64,3 C (-18,4 C a 147,7 F) y del19% de NaOH es alrededor del 74% de NaOH.

U di


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Un diagramadetallado deslidos ylquidos fasesque muestranlas relacionesde temperaturayconcentracinde NaOH y el

agua se da enla fig. 21-11.


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Estos procesos se basan en la absorcinfsica y operan con un esquema de flujocomo se muestra en la fig. 21-15. Engeneral, un proceso de solventes fsicosdebe ser considerado cuando:

La presin parcial del gas cid o en laalimentacin es mayor de 50 psi.

La concentrac in de hidrocarburospesados en el gas de alimentacin es bajo.

La elim inacin masiva del gas cid o que sedesea.

La elim inacin selectiva de H2S se desea.

E t i t


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Estos procesos son econmicamenteatractivos debido a la poca energa quese requiere para la regeneracin. Los

disolventes se regeneran por:

Mult i - fase in term itente a baja presin.

Regeneracin a bajas temperaturas con unmaterial inerte de separacin de gas.

Calefacc in y ago tam iento de la so luc incon los vapores de vapor / solvente.

En general, los d iso lventes fs icas soncapaces de elim inar COS, CS2, ymercaptanos.


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Este proceso fue desarrollado por Allied Chemicalutiliza un polietileno glicol derivado como undisolvente. El disolvente es selectivo de RSH, CS2,H2S y otros compuestos de azufre. El proceso sepuede utilizar para eliminar selectivamente osimultneamente compuestos de azufre, dixido decarbono, agua, as como parafinas, hidrocarburos

olefnicos, aromticos y clorados de un gas ocorriente de aire.

Debido a que los hidrocarburos de agua ypesados son altamente soluble en Selexol , el gas estratado desde una unidad donde normalmente el gas

se encuentra con el agua y las especificaciones depunto de roco de hidrocarburos. La temperatura de funcionamiento vara de 0 F a

temperatura ambiente.


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Este proceso fue patentado por Fluor

Corporation, se basa en el uso de

carbonato anhidro de propileno. Latemperatura de la solucin pobre parael absorbente es generalmente muypor debajo del ambiente, y algnmtodo de refrigeracin, el disolventees generalmente necesario.


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Este proceso utiliza metanol refrigerado puro como un

disolvente y ha sido desarrollado y licenciado Lurgi Oel

Gas Chemie y Linde. El proceso se aplica a menudopara la purificacin de gas de sntesis y opera atemperaturas tan bajas como - 30 y -100 F. Lasaplicaciones incluyen la eliminacin selectiva o la mayorparte agria componentes.


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Normalmente no son necesarias en serviciode gas natural. Aqu el proceso es el ms

adecuado donde hay cantidades muy altasde CO2 a ser eliminado.

El proceso se ha aplicado para la

purificacin de los recursos naturales degas para la produccin de LNG. Sinembargo, como exposiciones de fro purometanol una cierta co-absorcin dehidrocarburos superiores, la aplicacin del

proceso en el servicio de gas natural ha sidolimitada a aplicaciones donde slo bajasconcentraciones de etano y loscomponentes ms pesados estn presentes.


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Este proceso fue desarrollado por el IFP con

licencia de Prosernat utiliza soluciones demetanol refrigeradas que contienen agua a fin dereducir hidrocarburo co-absorcin. En general,

se asocia aguas abajo del proceso dedeshidratacin Ifpex-1 (vase la seccin 20) queextrae simultneamente hidrocarburos mspesados.

La Ifpex-2 alcanza el proceso de gas cidoequivalente, y eliminacin de mercaptanos peroel proceso Rectisol alcanza una mayor tasa dedisolvente, debido a la menor pureza deldisolvente.


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Este proceso se ha desarrollado por ellicenciado Lurgi Oel Gas Chemie. El disolventeutilizado es N-metil-2-pirrolidona (NMP o NPyrol-), un lquido de alto punto de ebullicin.Purisol exposiciones una selectividad para H2S,

como Selexol, y las caractersticas de procesoequivalente posibilidades.

Purisol es tambin muy adecuado para laeliminacin selectiva de mercaptanos, puedeser utilizado tambin para la recuperacin demercaptanos de la regeneracin de laeliminacin de gases mercaptano en unidadesde adsorcin.

CATASOL


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CATASOL

Este proceso est patentado por Eickmeyer yAsociados. Catasol disolventes nos reportan acerca dela selectividad de H2S/CO2, CO2/propane, y COS/CO2.

MORPHYSORB Es un proceso por solventes fsicos fue desarrollado

por Krupp Uhde llamado Morphysorb, utiliza N-formilmorfolina (NFM) como disolvente fsico. El procesodemanda una menor inversin de operacin los costos

a la hora de procesar los gases altamente cargados conlos componentes cidos.


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Hay varios procesos de gas tratamiento

que utilizan los efectos de disolventestanto fsico y qumicos. Uno de losanteriores procesos hbridosdesarrollados por Lurgi fue el disolventeAmisol que procesa la combinacin deaminas con methanol. Hay muchoshbridos de los procesos de disolvente en

la fase de desarrollo (ver Hybrisol enTecnologas Emergentes, por ejemplo).Entre el xito de tecnologas probadas lams utilizadas es el de Sulfinol.


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El Proceso Sulfinol , con licencia de Shell

Global Solutions, es utilizado para eliminar elH2S, mercaptanos de CO2, COS, CS2, ypolisulfuros a partir de gases naturales ysintticos. Sulfinol es una mezcla de

sulfolano (un disolvente fsico), agua y DIPAo MDEA (ambos solventes qumicos).


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Sulfinol con DIPA (Sulfinol D) se utiliza cuando se


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Sulfinol con DIPA (Sulfinol-D) se utiliza cuando secompleta la eliminacin de H2S, CO2, y COS deseada.Sulfinol con MDEA (Sulfinol-M) se utiliza para laeliminacin selectiva de H2S en la presencia de CO2,con la eliminacin parcial de COS . Sulfinol puedereducir el contenido total de azufre de gas tratado haciaabajo para bajos niveles de concentracin (ppm).

Algunas desventajas son: la co-absorcin dehidrocarburos pesados , y un recuperador de Sulfinolque se requiere a veces para la eliminacin de CO2.


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Este proceso fue desarrollado por

Snamprogetti para el uso de aminas terciariastales como etanol amina (dimetil DMEA)disuelto en un disolvente orgnico concantidades limitadas de agua. El proceso esmuy selectivo al H2S como la hidratacin de

CO2 es casi en su totalidad debe evitarse.Tambin elimina otras especies de azufre talescomo mercaptanos, COS y CS2. Tiene unatendencia a co-absorben hidrocarburos quepuede en cierta medida ser controlado

mediante el aumento del contenido de agua deldisolvente.


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El proceso bsico fue desarrollado por la Oficina de

Minas de EE.UU. y emplea una solucin acuosa decarbonato de potasio (K2CO3). El contactor y elseparador de ambos operan a temperaturas que seencuentran en un intervalo de 230-240 C. Elproceso no es adecuado para corrientes de gas quecontienen slo H2S.

Si el H2S es removido para la tubera deespecificacin o hay bajas especificaciones desalida de CO2,diseos especiales o un sistema dedos etapas puede ser utilizada. Los procesos de

carbonato de potasio son algo eficaces en laeliminacin de sulfuro de carbonilo y disulfuro decarbono.

H t i i b i d fl j


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Hay tres variaciones bsicas de flujode proceso para el potasio carbonatode proceso. El esquema de flujorequerido depende la especificacin desalida del gas natural.


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El proceso de una sola etapa se muestra

en la fig. 21-16.El Carbonato de Potasiose bombea a la parte superior de uncontactor embalado o en bandeja dondeentra en contacto la corriente de gas. Lasolucin rica fluye al separador dondelos gases cidos se eliminan con vaporde agua. La solucin de grasase bombea de vuelta al contactor paracompletar el ciclo.


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La separacin es en realidad impulsada

por el componente de diferencia depresin parcial a travs de la membranade polmero. La tecnologa no es aplicablepara muchas de las especificaciones degas amargo.


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En el diseo de sistemas de membranaspara estos propsitos es importante para

centrarse en el logro de una altaselectividad de CO2 vs el gas natural quese usa para evitar prdidas de gas

natural, evitando plastificacin de losmateriales de membrana debido a lasaltas presiones parciales de CO2 y lagarantiza vida suficiente del material de la

membrana.


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Recientemente, varios muy grandes

sistemas de membranas, incluyendo enalgunos se trata en exceso de 300[MMSCFD] de gas que contiene ms 30%de CO2 se han implementado con xito

como resultado de avances en latecnologa de pre-tratamiento.


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Endulzamiento de gas natural y la

deshidratacin con membranas amenudo ofrece ventajas significativassobre el ms convencional mtodostales como tratamiento de aminas,disolventes fsicas, y adsorbentesslidos.


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El ltimo beneficio es particularmenteimportante en aplicaciones marinas. Entoda la atencin de la membranasistemas se deben tomar a fin de teneruna adecuada pre-acondicionamiento del

gas, y para evitar prohibitivo lasprdidas de gas natural.


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La seleccin de la mejor tecnologapara aplicar a un gas determinadocorriente depende de muchos factores,y debe ser realizado por

experimentados personal. Entre los factores a considerar son:

alimentar la temperatura y presin, tipoy concentracin de impurezas, gas

deseado especificacin, el caudal, laubicacin de funcionamiento gasto, yel coste total.

A pesar del gran nmero de los


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A pesar del gran nmero de losparmetros involucrados, es posible daralgunas directrices generales como para

que el proceso es ms adecuado. Por ejemplo, solventes fsicos en

general, ser ms atractivo que elproducto qumico disolventes cuando lapresin parcial de componentes cidoses alta, la regeneracin debido a la cargams alta y ms baja energa requisitos

asociados con un disolvente fsica.


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Si hidrocarburos pesados estn presentes, sinembargo, disolventes fsicas puede ser menosatractiva debido a su tendencia a la co - adsorbedor

estos contaminantes. La figura 21-20 muestra un ejemplo grfico de

proceso de seleccin para el caso en que ambosH2S y CO2 son para ser retirado del corriente degas. Esta es una versin modificada de un grficotomado de Tennyson y Schaaf, de 28 aos quientambin present los casos de remocin de H2Sslo, slo el CO2, H2S y selectiva de eliminacin.

Ntese.- Que condiciones especficas pueden dictar eluso de un proceso diferente a partir de lo que se presentaen este tipo de tabla 57 de eliminacin del mercurio


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Adsorbentes slidos se pueden eliminar el

mercurio de gas para producir residuales enel rango de 0.01-0.001 g/Nm3. Calgon de azufre impregnado HGR (4 x 10

mallas) y HGR -P (4 mm de dimetro.)carbonos se utilizan para la eliminacin demercurio y diseos indican eliminar elmercurio a niveles muy bajos.

La eliminacin de ambos mercurioinorgnico y orgnico se logra. Por primerasecar el de gas aumenta el grado deeliminacin de mercurio.

La impregnacin de azufre reacciona con elmercurio para producir un sulfuro demercurio que se fija en la micro estructurade carbono.


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Johnson Matthey suministra catalizadoresMereSpec de lecho fijo absorbentes para laeliminacin de trazas, elemental y orgnico, demercurio a partir de hidrocarburos lquidos ygases.

Los absorbentes Se ha demostrado que seacapaz de proporcionar el mercurio salidaconcentracin normalmente se especifica parala produccin de GNL y son en servicio envarios lugares de Europa, incluyendo una enalta mar de aceite / plataforma de produccinde gas.

Merespec es una marca comercial de Synetix.


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El carbn activado proporciona slouna limitada capacidad dealmacenamiento para la estrictamente

adsorcin fsica de mercurio. DesorexHGD2S y HGD4S de Donau de carbonopuede ser empleado para enlazarmercurio a travs del proceso de

adsorcin qumica que implica laoxidacin y adsorcin en forma decompuesto estable o la fijacin enforma metlica como una amalgama.


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UOP suministra adsorbentes HgSIVque son tamices molecularesrevestido con plata elemental. Elmercurio en el gas es atrapado por laamalgama con la plata. El adsorbentetambin sirve al doble funcin dedeshidratar el gas. HgSIV se regenera

trmicamente, tal como tamicesmoleculares para la deshidratacin.


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Otro material de captura de mercurio etiquetadoGMC 275 fue desarrollado por IFP y Procatalyse(Axens de hoy), que es el azufre el apoyo a laalmina mesoporosa.

La ventaja de mesoporoso producto a base dealmina es su resistencia al capilar

condensation59. El poro mayor tamao de estematerial, en comparacin para materialesbasados en carbono atrapamiento utilizacinpermisos en condiciones casi de punto de roco.En otro material de Axens etiquetados CMG 273 elcomponente de captura se basa en el soporte dealmina por lo que es completamente insoluble enel lquido hidrocarburos y agua.


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La eliminacin de todas las formas decompuestos orgnicos de mercurio desdegases naturales y lquidos requiere enprimer lugar la conversin de loscompuestos a elemental mercuriometlico seguido por atrapando materialespara eliminar el mercurio metlicoformado.

La fase dos proceso de eliminacin de

impurezas es llamado RAM y estdisponible a partir de Axens.


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En algunos casos, es posible comprimir elgas cido como generado a partir de unproducto qumico o un proceso fsicodisolvente e inyectar en un empobrecido,

no productores, o incluso un reservoir60productora. Una consideracin clave es elcomportamiento de la fase del cidomezcla de gas. Dependiendo de la

temperatura, presin y composicin, elgas cido puede ser inyectado como unlquido o gas, o como una fase densa.


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La deshidratacin es generalmentenecesaria para evitar la corrosin o la

formacin de hidratos. Sin embargo, enmuchos casos, un mnimo en agua -capacidad de retencin se produce con

respecto a la presin. Por lo tanto, puedeser posible para comprimir el gas a unnivel determinado, enfriar, y abandonan elagua lquida.


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Como una gua en la seleccin delmtodo de tratamiento para ser utilizado,las siguientes caractersticas de cada unose da:

REGENERADA CUSTICA PERCO CLORURO DE COBRE SLIDOLOTE DE LAVADO CUSTICOHIDRXIDO DE POTASIO SLIDO

TAMIZ MOLECULARMEROXMERICHEM


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Puede manejar grandes volmenesde hidrocarburos.

Principalmente para la eliminacin

de metilo y etilo mercaptanos. Capaz de producir un producto

mdico y el dulce.

Reduce el contenido total de azufredel producto tratado.


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Se puede tratar las corrientes de gasolina con

mercaptano relativamente alto contenido. Adecuado para el caudal pequeo. El contenido de azufre no se reduce. El contenido de agua debe ser slo la de

saturacin. El sulfuro de hidrgeno debe ser retiradoantes de contacto con cama.

Regeneracin oxgeno en exceso puedecausar corrosin aguas abajo de la cama. La

gasolina con componentes que pueden serafectado por el oxgeno, tales como olefinas,no debe ser entendido con este proceso.

Capaz de producir mdico-dulce producto.


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Puede utilizar un solo lavado. Lo ms conveniente para los arroyos con el

contenido de mercaptano baja (sieliminacin de mercaptano es importante).

Principalmente para eliminar trazas desulfuro de hidrgeno y metilo y etilomercaptanos.

Eliminacin de custico gastado puede seruna consideracin importante.

El consumo de soda custica relativamentealto por galn de producto.


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Bajo de la instalacin y los costos deoperacin.

Acta como un secante, as como la

eliminacin de los compuestos deazufre.

Adecuado para eliminar trazas de

H2S.


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Puede manejar corrientes grandes o pequeos.

Reduce el contenido de azufre total mediante laeliminacin de sulfuro de hidrgeno,mercaptanos, y la eliminacin parcial de azufreorgnico en el recipiente adsorbedor delmismo.

Producir 1- A de cobre-tira, el mdico y dulceproducto. Se seca en el mismo paso con el equipo

adicional.

Requiere que el gas de regeneracin se haceligeramente amargo mediante el uso de estacorriente para despojar los compuestos deazufre a partir del tamiz molecular.


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Puede manejar corrientes grandes opequeos.

Elimina el problema de la eliminacinde custico gastado.

El producto es dulce cuando sale de launidad, sin perodo de tenencia serequiere.

Suma problemas de compuestos deazufre en la regeneracin del airedejando el regenerador


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Puede manejar corrientes grandes ypequeas de hidrocarburo livianolquidos.

Elimina mercaptanos y cidosorgnicos. Utiliza un haz de fibras para aumentar

la zona interfacial entre custica e

hidrocarburos. Los compuestos de azufre estn

presentes en la regeneracin del aire


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De mezcla (lquido / lquido de tratamiento de sistemas)Buena mezcla de gasolina y solucin de tratamientopuede llevarse a cabo por medio de una baja eficiencia

(40%) de la bomba centrfuga. La flujo de la gasolina yel flujo de solucin de reciclaje unen justo por delantede la bombear y se descargan al tanque de solucin desedimentacin.

En tratamiento puede utilizar estticas mezcladores enlnea para obtener una buena gasolina contactocustico. Un diseo adecuado en lnea mezcladoresttico crear un tamao de gota controlada con unaestrecha distribucin de tamaos.


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Renovacin continua de la superficie fasedispersa rea de transferencia de masa se

acelera. El mezclador esttico logra estadispersin uniforme con menos energa que lamayora de los otros dispositivos.

A medida que la velocidad a travs de losaumentos mezcladores estticos, el aumenta lapresin de la gota y las disminucionespromedio de gotas de dimetro. Una mezclahomognea se consigue normalmente en un

mezclador que es un pocos dimetros detubera en longitud.


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Torres de arena puede ser colocado aguas

abajo de un lquido de lavado de gasolina oGLP para eliminar cualquier agua arrastrada osolucin. La gasolina fluye hacia abajo a travsde la torre. El diseo de la torre se basa en unavelocidad espacial de (4 volmenes degasolina) / (volumen de arena) / hora. Unlavado con agua corriente abajo delhidrocarburo lquido tratado es tambin unabuena manera de eliminar arrastrado a base deagua el tratamiento de soluciones tales comososa custica y una amina.


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El proceso es idntico para el lavadocustico se muestra en la fig. 21-21. Una

circulacin de agua velocidad de 10 a 30por ciento de la tasa de hidrocarburo debeser adecuada, si bien el contacto lquido-lquido se obtiene. La solucin

concentracin en el agua de lavado no debeconstruir hasta ms de un 3 por ciento enpeso.


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En la torre de contacto lquido / lquido, la

alimentacin de hidrocarburos es introducido atravs de un distribuidor en la parte inferior dela torre y se convierte en la fase dispersa. Lasolucin de tratamiento se introducecontracorriente en la parte superior de la torre yse convierte la fase continua. La fase dispersamigra hacia arriba a travs del relleno debido ala diferencia de densidades del dos lquidos. El

producto edulcorado se elimina de la partesuperior de la torre donde 8 a 10 pies decolumna abierta se proporcionan paraseparacin de la fase pesada.


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Un tamiz (perforada) bandeja con tubos debajada es probablemente el ms eficaz para suuso en dispositivos de contacto lquido-lquido.La luz lquido fluye a travs de las

perforaciones de cada placa y es por lo tantodispersa en gotas que se elevan a travs de lacontinua fase. El lquido fluye horizontalmentea travs de continua cada placa y pasa a laplaca de debajo de ella a travs del tubo de

descenso. Si el lquido pesado es la fasedispersa, el mismo diseo puede ser utilizado,pero al revs. Extraccin las tasas seincrementan por la unin repetida y re-formacin de gotitas de la fase dispersa.


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La mayora de los flujos de gasolina y gas LP,

contienen azufre en los diversos formas y de gasLP-y primas arroyos NGL tambin puede contenerde carbono dixido. Especialmente objetable sonsulfuro de hidrgeno, mercaptanos, y azufreelemental. La gasolina que contiene hidrgeno

sulfuro tiene olor desagradable y es corrosivo.Mercaptanos dar un olor desagradable a la gasolinay azufre elemental hace que el corrosivo gasolina.Sulfuro de carbonilo en el gas LP puede hidrolizar yhacer que el producto convertido corrosivo. A

producto que contiene los materiales objetablespueden ser tratados para eliminar el sulfuro dehidrgeno, sulfuro de carbonilo, y elemental azufrey para eliminar cualquiera de los mercaptanos oconvertir a compuestos menos objetables.


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El azufre elemental se elimina de la gasolinaponindolo en contacto con una solucin de lavado

polisulfuro. La solucin se compone utilizando lassiguientes cantidades de productos qumicos porcada 1,000 galones de agua: $ 1.000 de sosa custica(NaOH), 800 lb de Na2S comerciales, y 20 lb de azufre.El sulfuro de sodio (Na2S) se funde en una cuba porel uso de una lanza de vapor. Aadir el azufre a los

Na2S fundidos. El azufre debe estar completamentedisuelto en el sulfuro de lquido, y entonces estemezcla se aade al 10% (1.000 galones. agua y 1.000NaOH) solucin custica. Ropa de proteccin y gafasdeben ser usados. La manipulacin de estosproductos qumicos.


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Mercaptanos se pueden convertir adisulfuros o removido de hidrocarburoslquidos por varios mtodos. El mtodoo combinacin de los mtodos que sepueden utilizar depende del mercaptanocontenido del producto a tratar y laespecificacin que se deben cumplir.

Algunos de los mtodos comunes sonel tratamiento discuten a continuacin.


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Debido a que el sulfuro de carbonilo (COS) puede hidrolizar ycausar dulce de gas LP para convertirse corrosivo, y como lapreocupacin por minimizar total de emisiones de azufre se haincrementado, ha habido una crecimiento del inters en laeliminacin de COS en el propano y el gas LP- corrientes.Varios procesos alternativos pueden ser utilizados. COS puede,

por supuesto, ser eliminado por sacrificialmente AMA. Mick67ha informado utilizacin con xito de una combinacin dehidrxido de potasio y metanol. Este proceso es tambinsacrificio. El Malaprop 68, de 69 aos proceso utilizadiglicolamina y requiere poca o ninguna modificaciones en elflujo del proceso de la utilizada para tratamiento de gas.

El proceso utiliza ADIP70 diisopropanolamina acuosa. Los tamices moleculares se pueden utilizar para la eliminacindel Malaprop, ADIP y los procesos de tamices moleculares sonregenerativos.

Continuos procesos lquidos


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El mtodo regenerada custica de la eliminacin de metilo y

mercaptanos etlico a partir de gas LP o butano emplea acontracorriente contacto del lquido con una solucin de sodioal 10% de hidrxido en una columna de relleno. Un esquemade flujo tpico se ilustra en la figura. 21-14. El custico seregenera en una columna de extraccin mediante la adicin devapor abierto o por vapor generado internamente por unelemento de calentamiento de la columna. Un condensadorpuede ser utilizado para condensar vapores de agua que vanen el techo con el mercaptano liberado

vapores. El condensado se devuelve a la extraccin columnapara mantener la concentracin custica. Una corriente de gasLP que contiene 0,03% de azufre de mercaptano puede sertratada mdico dulce con relaciones de volumen dehidrocarburo a custica tan altas como 33 a 1.Aproximadamente seis libras de vapor de proceso por galnde sosa custica se requieren para la regeneracin en estehidrocarburo / relacin de volumen custica. Los siguientesproporciones pueden ser utilizados para determinar el diseoptimo de la planta:


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http://www.google.com.bo/imgres?imgurl=http://www.fundipp.org/files/4ab10d8d0809c/im_servicios.png&imgrefurl=http://www.fundipp.org/99-Zona_profesional&usg=__2njZpItWJXS-mGb-E_HzVJmysF0=&h=366&w=344&sz=63&hl=es&start=19&zoom=1&itbs=1&tbnid=HAuio6_aK0E7MM:&tbnh=122&tbnw=115&prev=/images?q=servicios&start=18&hl=es&sa=N&gbv=2&ndsp=18&tbs=isch:1


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Una variacin de proceso custicoregenerado se ha desarrollado por laDivisin de Proceso de UOP.

Producto agria se trata con custica que

contiene catalizador Merox para extraerlos mercaptanos. L a solucin Merox se regenera mediante la

mezcla con el aire y oxidante. Disulfuros yexceso de aire se eliminan por encima.Existente equipo de extraccin con laregeneracin de vapor puede seradaptado para el proceso de Merox.


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Merichem 71 ofrece varios procesos para laeliminacin de Na2S y / o mercaptanos dehidrocarburos lquidos ligeros. En total deellos la tecnologa clave es el uso de una

pelcula de fibra patentada empaquetar paralograr el contacto ntimo entre el hidrocarburopiensos y la solucin custica.

El paquete se compone de largo continuasfibras de pequeo dimetro colocados en un

tubo. La solucin caustica preferentementemoja las fibras, creando una gran interfacialrea de contacto con el lquido dehidrocarburo. La fibra paquetes se puedeninstalar fcilmente en los sistemas existentes.

Merifining utiliza custica para extraer los cidos


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orgnicos, mercaptanos, y otros compuestos de azufre de craqueada

catalticamente hidrocarburos. Napfining extrae cidos orgnicos naftnicos y otros

de destilados de petrleo que producen kerosene y eljet combustible.

Mericat utiliza un catalizador de oxidacin solucincustica cojinete y el aire para oxidar los

mercaptanos gasolina y el queroseno a disulfuros. Thiolex utiliza custica para extraer el sulfuro de

hidrgeno y mercaptanos a partir de gascombustible, propano, butano, alimentacin para laalquilacin y el tramo recto gasolinas.

Regeneracin utiliza el aire para regenerar Thiolexsoluciones custicas para reutilizar.

En el edulcorante mercaptanos de reaccin se oxida al


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pdisulfuro de cobre y se reduce de cprico a cuproso:

4 RHS + 4 CuCl2 2 RSSR + 4 CuCl + 4 HCl

La ecuacin 21-28

El cloruro cuproso se regenera simultneamentemediante la adicin de aire a la corriente de gasolina de

entrada:

4 + 4 CuCl HCl + O2 4 CuCl2 + 2 H2OLa ecuacin 21-29

El "estndar" de la profundidad del lecho es de 7 piescon un mximo de 9 pies y un mnimo de 4 pies

FIG. 21-22


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Estndares de re-agentes de

slidos para torresCAUDAL DE

FLUJO[BBL/DIA]

TAMAO DE TORRE[FT]

VOLUMEN DECABEZAL [FT3]

RE-AGENTE[LB]

187 2x10 21.9 1090424 3x10 49.5 2475752 4x10 88.0 44001177 5x10 137.5 68701500

5x12

176.5

8830
http://www.google.com.bo/imgres?imgurl=http://www.elcomerciodigital.com/prensa/noticias/201003/16/fotos/3337317.jpg&imgrefurl=http://www.elcomerciodigital.com/prensa/20100316/opinionarticulos/lengua-universura-20100316.html&usg=__OG8hE_npNMoO7T-HiHG_7z4RpT4=&h=396&w=300&sz=52&hl=es&start=87&zoom=1&itbs=1&tbnid=ZPdOuXCQRnwdoM:&tbnh=124&tbnw=94&prev=/images?q=SER+PENSANTE&start=72&hl=es&sa=N&gbv=2&ndsp=18&tbs=isch:1


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LAVADO CUSTICO

Lavado custico se puede utilizar para eliminar el sulfurode hidrgeno y / o

Mercaptanos ligeros de gas LP y la gasolina.

Hidrocarburos lquidos y se re circula custica (Relacinde 1:0,5) se mezclan mediante una bomba o unmezclador esttico y se descarga a un tanque desedimentacin donde los lquidos separados. El tamaodel tanque requerido se basa en el retencin necesariopara la separacin completa de la gasolina causticotiempo emulsin. El tiempo de retencin vara de 1-1/2horas para gasolinas pesadas a 30 minutos o menospara el propano. Una coalescencia elemento en laentrada del tanque de sedimentacin puede reducir laretencin requerido tiempo.


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Ni-Cr aceros inoxidables, principalmente tipo 304 y 316,

son muy resistente a la custica en concentraciones dehasta 50 por ciento y temperaturas a aproximadamente200 F.

Corrosin bajo tensin (fragilizacin custica) ha sidoinform en los ensayos de laboratorio a concentracionestan bajas como 10 por ciento con temperaturas de 210

F.72 alivio de esfuerzos de carbono acero se recomiendapara la mayora de las aplicaciones. Las bombas centrfugas utilizadas en circulacin

custica pueden experimentar falla prematura del selloque resulta de la cristalizacin de hidrxido de sodiosobre la superficie del sello. El uso de un plan API 62

(Enfriamiento fluido externo) del sistema con unenjuague con agua fresca del sello lquido o un plan de52 (conjuntamente el sello) con una amortiguacin delquido son buenas soluciones. Las bombas de rotorhmedo (como la unidad magntica y motor de tipohermtico) tambin se utilizan en esta aplicacin.


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El tratamiento de hidrocarburos en la industria offshorecomprende muchos de los mismos procesos comopuede verse en la tierra industria. Sin embargo, muchoms nfasis se da a minimizar tamao y peso del

equipo. Para la produccin de ciertos flotanteprecauciones tambin deben ser tomadas para mitigarel las influencias negativas de los movimientos de losbuques. De particular importancia es la inclinacinconstante de la puesta en contacto y regeneracintorres, que deterioran seriamente el funcionamiento del

las torres debido a la mala distribucin. Se hacereferencia a las secciones 7 y 19, donde losseparadores y los fraccionadores o amortiguadores seenfrentan a retos similares.

Consideraciones especiales para lasid d fl t t d d i


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unidades flotantes de produccin,debe incluyen:

Evitar una mayor inclinacin constante de1 grado.Mantener los movimientos del buque a un

mnimo con amortiguacin completarequiere a menudo.

Las mediciones de nivel de cuidado.La seleccin de internos, por ejemplo de

distribucin de lquido a presin en lastorres de absorcin y regeneracin.


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Esta sub seccin de la seccin 21 tiene laintencin de hablar poco tecnologasdesarrolladas en el tratamiento de algunos delos hidrocarburos que an no han vistocompletas aplicaciones industriales a granescala, pero que ha sido sometido el pasadode GPA y Laurance Acondicionamiento de

Comenzando con los procesos de reaccinqumica y terminando con los procesos porlotes. Es comprensible, es ms all de laalcance y la intencin de este libro de datospara abarcar todos los emergentes Latecnologa digna de mencin.


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Un proceso de alcano lamina

compacto (PAC) basado en elProPure75 co -corriente tecnologa encontacto se estn desarrollando porPurificacin Pro- Pure, una filial deStatoil. Es un continuo seguimientoselectivo proceso de eliminacin deH2S. Se basa en la rpida y la qumica

selectiva alcano lamina terciaria conH2S utiliza


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99939751 tratamiento de hidrocarburos

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