TECNOLOGIA DEL GAS II

INTEGRANTES:

ESPEJO PATRICIA APALA LESLY SACARI POMA ROMMEL PINEDO MAMANI LUZ LIMACHI RAMOS FRANKLIN

SECCION-21TRATAMIENTO DE HIDROCARBUROS

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES INGENIERIA PETROLERA

TRATAMIENTO DE HIDROCARBUROS

Hay muchos métodos empleados para eliminar componentes ácidos como (H2S y CO2 principalmente) y otras impurezas a partir de corrientes de hidrocarburos. Los métodos disponibles pueden ser categorizados dependiendo de la reacción química, absorción, adsorción o permeación

MEDIDAS DE SEGURIDAD El sulfuro de hidrógeno es un gas altamente tóxico,en

concentraciones comoa partir de 10 ppmv puede probocar irritación de los ojos, la nariz y la garganta.La nariz humana detecta sulfuro de hidrógeno en concentraciones tan bajo como 0.02 ppmv. Sin embargo, el sentido humano del olfato no se puede confiar para detectar concentraciones peligrosas de hidrógeno de sulfuro. Las concentraciones más altas y la exposición prolongada de sulfuro de hidrógeno para desensibilizar el sentido del olfato. Las concentraciones requerido para las reacciones diferentes por el cuerpo humanoson:

1. Valor umbral límite (TLV) para la exposición prolongada: 10 ppmv

2. Los síntomas de leve después de la exposición varias horas: 10-100 ppmv

3. Concentración máxima que puede ser inhalado por una hora estos efectos tienen graves sin los ojos y respiratoria significativa Irritación: 200-300 ppmv

4. Peligroso después de la exposición de 30 minutos a una hora: 500-700 ppmv

5. Fatal en menos de 30 minutos: 700 a 900 ppmv o más.

6. La muerte en cuestión de minutos: más de 1000 ppmv

TIPOS DE CONTAMINANTES El amoníaco (NH3)

El sulfuro de hidrógeno (H2S)El cianuro de hidrógeno (HCN)El dióxido de carbono (CO2)Sulfuro de carbonilo (COS)Disulfuro de carbono (CS2)Los mercaptanos (RSH)El nitrógeno (N2)El agua (H2O)El dióxido de azufre (SO2)El azufre elemental

El mercurio y el arsénicoOxígeno

CONTROL DEL PUNTO DE ROCIO DE HIDROCARBUROS

Hidrocarburos pesados (C6 +) pueden ser absorbidos por los disolventes, que podría conducir a la formación de espuma en la unidad de edulzamiento. para reducir el contenido de hidrocarburos pesados del entrante de gas a través de refrigeración (a través de Joule-Thomson expansión, propano refrigeración, o turbo-expansión según se describe en la Sección 16), y la posterior condensación de los componentes pesados. Los líquidos condensados se eliminan, y el gas se calienta por encima de la temperatura de saturación Antes de ir a la edulcoración unidad.

Un medio alternativo la agrupación para eliminar los hidrocarburos pesados gaseoso es a través de adsorción. Se puede utilizar camas de alúmina o sílice de gel en paralelo, tanto que una cama, mientras se regenera uno el otro está en servicio. Las camas son regeneradas por el calentamiento y desorbedor de los hidrocarburos. Los hidrocarburos pesados son recuperados de los gases de regeneración a través de la condensación

Ejemplo 21-1. 5.000 galones de solución de amina con un pH de 12 se neutralizan por la adición de ácido clorhídrico (HCl). ¿Cuántas libras de HCl puro se requieren?SOLUCION:

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

El total requerido de HCl es:

PROCESOS ACUOSOS DE ALCANOLAMINA

Originalmente aplicado al tratamiento de Gas en 1930 por Bottoms, las alcanolaminas sean convertidao en los disolventes más utilizados para la eliminación de gases ácidos a partir de corrientes de gas natural. Trietanolamina (TEA) fue la primera de uso comercial para el Tratamiento de Gas. Ha sido desplazadas de las aplicaciones convencionales por otro tal como alcanolaminas monoetanolamina(MEA), dietanolamina (DEA), diisopropanolamina (DIPA),diglicolamina (DGA ) y metildietanolamina (MDEA).

Química - Las reacciones de equilibrio son aplicables para el H2S y CO2 y aminas primarias y secundarias a continuación se muestra una primaria amine. Una estimación cualitativa de la velocidad de la reacción es no incorporada.

Para la eliminación de sulfuro de hidrógeno:

Para la eliminación de sulfuro de hidrógeno

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

+ + S - ----------------21-2 La reacción entre el H2S y las reacciones de

aminas son simples desde H2S directa y rápidamente Reacciona con aminas para formar todos el bisulfuro de la ecuación. 21-1 y el sulfuro por la ecuación. 21-2.

Para la eliminación de dióxido de carbono:

2 RNH 2 + CO 2 ↔ RNH3 + + Rápido RNHCOO -------------------- 21-3RNH 2 + CO2 + H2O ↔ RNH3 + + HCO3 - ---------------------------- 21-4RNH 2 + HCO3 - ↔ RNH3 + + CO3 - ----------------------------------- 21-5

NOTAS

1. Estos datos no deben ser usado para propósitos de diseño práctico específico. Muchos de los factores que deben considerarse en el diseño real de la planta.

2. Dependiendo de presiones parciales de gases ácidos y las concentraciones de la solución.

3. Dependiendo de presiones parciales de gases ácidos y corrosividad de solución. Podría ser sólo 60% o menos del valor que se muestra para los sistemas corrosivos.

4. Varía con la relación de reflujo separador de arriba. Bajo contenido de gas residual de ácido requiere más bandejas extractoras y / o altas relaciones de reflujo mayor rendimiento de el calderín.

5. Varía con el extractor de proporciones generales, la temperatura de reflujo rico solución de alimentación a los decapantes y la temperatura del calderín.

AMINAS PRIMARIAS Y SECUNDARIAS

Las aminas primarias y secundarias, pueden representarse bajo la reacción (Ec. 21-3), esta conduce a la formación rápida de un carbonato estable que es lento para hidrolizar al bicarbonato de arriba aún más. Las reacciones que conducen a otros bicarbonato (Ec. 21-4) y el carbonato (Ec. 21-5) son lentos porque se tiene que proceder a través de la hidratación de CO2.

  Por tanto, según la ecuación. 21-3 Hay un límite teórico

a la capacidad de carga química del primario y secundario Las soluciones de amina a 0,5 moles de CO2 por mol de amina, incluso a las presiones parciales relativamente altos de CO2 en el gas a ser tratado.

AMINAS TERCIARIAS

A diferencia de las aminas primarias y secundarias, el nitrógeno (N) en aminas terciarias (RR'R "N) No tiene hidrógeno libre (H) para formar raídamente carbonatos de acuerdo con la Eq. 21-3. Como consecuencia, la eliminación de CO2 por aminas terciarias sólo segue la lenta ruta del bicarbonato por la ecuación. 21-4 y carbonato por la ecuación. 21-5.

RECLAIMER

• Un reclaimer es generalmente requerido por la MEA y DGA sistemas basados en amina.

• La ayuda Reclaimer retira productos de degradación de la solución y también ayuda en el retiro del calor equilibrado de sales, solidos suspendidos, ácidos y compuestos de hierro.

• Los reclaimers en MEA y sistemas de DGA son diferentes. Para MEA, una solución básica ayuda anular las reacciones. Sosa y/o soda cáustica son añadidas al reclaimer de MEA para proveer un pH de aproximadamente 8-9; ninguna adición es requerida para el sistema de reclaimer de DGA. Reclaimers operan en un lugar de equipo de 1-3 % del rango de circulación total de amine en general. El ajuste del tamaño de Reclaimer depende de las existencias totales de la planta y el rango de la degradación esperada.

• La operación de Reclaimer es grupo semi-continuo de operaciones. • El reclaimer está lleno de la solución de amine caliente y, si necesario,

la sosa es añadida.

Como la temperatura aumenta en el reclaimer, empezará a extraerse el líquido. Los vapores de arriba pueden ser condensados y bombeados en el sistema de amina,

Pero en general el reclaimer es operado en el mezclador a presión de columna ligeramente más arriba y donde los vapores son devueltos al separador.

La composición de vapor inicial es esencialmente el agua. La destilación persistente causará que la solución se ponga

más y más grande con lo amina. Esto aumenta el punto de ebullición de la solución y la amina

empezará a destilar arriba. Nuevo dispositivo de alimentación es añadido continuamente hasta que el punto de ebullición del material en el recalentador del reclaimer llegue de 280 ° a 300 ºF.

En este punto, la destilación es continua por un corto tiempo añadiendo solamente el agua para ayudar a recuperar residuos de amina en el recalentador de reclaimer. El reclaimer es limpiado luego, recargado, y el ciclo es repetido.

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

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

- La concentración de CO2 tan bajo como 100 ppmv puede ser obtenido en bajo para moderar las presiones. COS y CS2 son removidos por la MEA, pero las reacciones son irreversibles a menos que un reclaimer es usado. Ni siquiera con un reclaimer, el cambio por completo de las reacciones no puede ser conseguido.

- El resultado es pérdida de solución y acumulación de productos de degradación en el sistema.

- El total del gas acido es mejorado tradicionalmente limitados en 0.3-0.35 moles de gas acido/mol de MEA y generalmente la concentración de la solución limita entre 10-20 wt%.

Di Etanol Amina.- - Este proceso es empleado a una solución acuosa de

dietanolamina (DEA). El DEA no podrá tratar las especificaciones de la calidad del gas para el gasoducto con una presión baja como podría ser la del MEA.

- El alcance máximo de la carga es limitada por la solubilidad de H2S y CO2 en las partes inferiores de absorber las condiciones.

- Más abajo el equilibrio para las soluciones está en 40 wt % de la solución DEA en 190 ºF.

El plan de circulación de proceso para plantas de DEA convencionales se parece el proceso de MEA.

Las ventajas y las desventajas de DEA comparado con la MEA son:

Las cargas mol/mol típicamente usados con DEA (0,35-0,82 mol/mol) son mucho más altos que aquellos usados (0,3-0,4) por la MEA.

Porque la DEA no constituye una cantidad importante de ningún re generable producto degradada, un reclaimer no es requerido. También, 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 químicamente más débil que la MEA, y menos el calor que es requerido para quitar la solución 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 sin pérdidas de solución importantes.

Di Glicol Amina.- - Este proceso usa Diglycolamina, etanol de marca [2 - (2 -

aminoethoxy)] en una solución acuosa.- El DGA es una amina primaria capaz de remover no solamente el

H2S y CO2, pero también el flujo de COS y mercaptanos de gas y líquido. Debido a esto, el DGA ha sido usado en aplicaciones de gas tanto natural y de refinería.

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

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

1. El repunte de gas ácido más alto por galón de amina puede ser obtenido usando fuerza de solución de 50-60 % para MEA (más moles de amina por volumen de la solución) en vez de 15-20 %.

2. La rata de circulación tratado y requerido es inferior. Ésta es una función directa de la concentración de amina más alta.

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

Cálculos de diseño simplificado

El procedimiento supone calcular la rata de circulación de amina y usarla como la variable principal en cálculos de los otros parámetros. Para calcular la rata de circulación de amina, las siguientes ecuaciones son indicadas: Para MEA:

Ecuación 21-6

(0.33 mol de gas acido por mol de MEA asumido) Para la DEA (convencional):

Ecuación 21-7

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

Para DEA (carga alta):

Ecuación 21-8

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

Para el DGA:

Ecuación 21-9

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

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

Dónde:

  Q = Gas agrio a ser procesado, MMscfd. y = Concentración de gas ácido en gas irritable, Mol %. x = Concentración de Amina en la solución liquida, wt%.

El diámetro de un contactor de planta de amina, puede ser calculado usando la siguiente ecuación:

Ecuación 21-10

Dónde:

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

De forma semejante, el diámetro del regenerador por debajo del punto del flujo puede ser calculado usando la siguiente ecuación:

Ecuación 21-11

Dónde:  GPM = Rata de circulación de la amina en GPM. D = Diámetro del regenerador inferior en plg

Equilibrio entre H2S y CO2 y etanolaminas primarias o secundarias.

 

Pusieron a prueba el modelo ampliamente con los datos de MEA y DEA, con buenos resultados. Este modelo permite la interpolación / extrapolación de datos de equilibrio a composiciones y temperaturas donde las mediciones se han hecho.

LAVADO CAUSTICO

  El proceso emplea el contacto

contra el gas de corriente con una solución cáustica en una columna de relleno o en bandeja. La columna puede contener una etapa o varias etapas, dependiendo del grado requerido de remoción. Los sistemas multi-etapa generalmente tienen diferentes concentraciones cáusticas que van desde 4-6 por ciento en peso en la primera etapa a 8-10 por ciento en peso en las últimas etapas. Etapas múltiples aumentan la eficiencia cáustica mientras se mantiene una fuerza motriz suficiente para lograr absorción.

Los sistemas Cáusticos de lavado (NaOH) pueden ser utilizados para tratar corrientes naturales de gas para eliminar el CO2, CS2, H2S y mercaptanos.

La esperada solución es igual regenerada o desechada dependiendo en lo que los componentes de gases ácidos están presentes en el gas. Si sólo están presentes los mercaptanos, la solución cáustica es todavía regenerada con vapor de agua en una extracción. Si el CO2 está presente, un producto no regenerable (Na2CO3) se forma y la solución debe ser desechada. Como resultado, la presencia de CO2 en sistemas cáusticos conduce a un consumo elevado de componentes cáusticos. Esta es una desventaja del proceso de lavado cáustico.

Las soluciones se consideran desechos peligrosos.

El gas natural es normalmente agua lavada después de un lavado cáustico para eliminar cualquier componente cáustico en el gas antes de la deshidratación.

Química

Las reacciones químicas que intervienen son las siguientes:

  Aunque la sosa cáustica se disuelve en agua para

formar soluciones de alta concentración, se debe tener en cuenta la temperatura en la que estas soluciones separan hidratos sólidos. El número de estos hidratos que se forman a partir de soluciones que se separan a determinadas temperaturas y concentraciones de -28 ° C a 64,3 ° C (-18,4 ° C a 147,7 ° F) y del 19% de NaOH es alrededor del 74% de NaOH.

Un diagrama detallado de sólidos y líquidos fases que muestran las relaciones de temperatura y concentración de NaOH y el agua se da en la fig. 21-11.

PROCESO FÍSICOS DE SOLVENTES

Estos procesos se basan en la absorción física y operan con un esquema de flujo como se muestra en la fig. 21-15. En general, un proceso de solventes físicos debe ser considerado cuando:

La presión parcial del gas ácido en la alimentación es mayor de 50 psi.

La concentración de hidrocarburos pesados en el gas de alimentación es bajo.

La eliminación masiva del gas ácido que se desea.La eliminación selectiva de H2S se desea.

Estos procesos son económicamente atractivos debido a la poca energía que se requiere para la regeneración. Los disolventes se regeneran por:

Multi-fase intermitente a baja presión.Regeneración a bajas temperaturas con un

material inerte de separación de gas.Calefacción y agotamiento de la solución con

los vapores de vapor / solvente.

En general, los disolventes físicas son capaces de eliminar COS, CS2, y mercaptanos.

SELEXOL ®

Este proceso fue desarrollado por Allied Chemical utiliza un polietileno glicol derivado como un disolvente. El disolvente es selectivo de RSH, CS2, H2S y otros compuestos de azufre. El proceso se puede utilizar para eliminar selectivamente o simultáneamente compuestos de azufre, dióxido de carbono, agua, así como parafinas, hidrocarburos olefínicos, aromáticos y clorados de un gas o corriente de aire.

Debido a que los hidrocarburos de agua y pesados son altamente soluble en Selexol , el gas es tratado desde una unidad donde normalmente el gas se encuentra con el agua y las especificaciones de punto de rocío de hidrocarburos.

La temperatura de funcionamiento varía de 0 ° F a temperatura ambiente.

SOLVENTE FLUOR

Este proceso fue patentado por Fluor Corporation, se basa en el uso de carbonato anhidro de propileno. La temperatura de la solución pobre para el absorbente es generalmente muy por debajo del ambiente, y algún método de refrigeración, el disolvente es generalmente necesario.

PROCESO RECTISOL ®  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 menudo para la purificación de gas de síntesis y opera a temperaturas tan bajas como - 30 y -100 ° F. Las aplicaciones incluyen la eliminación selectiva o la mayor parte agria componentes.

Normalmente no son necesarias en servicio de gas natural. Aquí el proceso es el más adecuado donde hay cantidades muy altas de CO2 a ser eliminado.

El proceso se ha aplicado para la purificación de los recursos naturales de gas para la producción de LNG. Sin embargo, como exposiciones de frío puro metanol una cierta co-absorción de hidrocarburos superiores, la aplicación del proceso en el servicio de gas natural ha sido limitada a aplicaciones donde sólo bajas concentraciones de etano y los componentes más pesados están presentes.

Proceso de Regeneración de Caustica

PROCESO IFPEXOL ®

Este proceso fue desarrollado por el IFP con licencia de Prosernat utiliza soluciones de metanol refrigeradas que contienen agua a fin de reducir hidrocarburo co-absorción. En general, se asocia aguas abajo del proceso de deshidratación Ifpex-1 (véase la sección 20) que extrae simultáneamente hidrocarburos más pesados.

La Ifpex-2 alcanza el proceso de gas ácido equivalente, y eliminación de mercaptanos pero el proceso Rectisol alcanza una mayor tasa de disolvente, debido a la menor pureza del disolvente.

PURISOL ®

Este proceso se ha desarrollado por el licenciado Lurgi Oel Gas Chemie. El disolvente utilizado es N-metil-2-pirrolidona (NMP o N Pyrol-), un líquido de alto punto de ebullición. Purisol exposiciones una selectividad para H2S, como Selexol, y las características de proceso equivalente posibilidades. 

Purisol es también muy adecuado para la eliminación selectiva de mercaptanos, puede ser utilizado también para la recuperación de mercaptanos de la regeneración de la eliminación de gases mercaptano en unidades de adsorción.

CATASOL ®

Este proceso está patentado por Eickmeyer y Asociados. Catasol disolventes nos reportan acerca de la selectividad de H2S/CO2, CO2/propane, y COS/CO2.

MORPHYSORB ®

Es un proceso por solventes físicos fue desarrollado por Krupp Uhde llamado Morphysorb, utiliza N-formil morfolina (NFM) como disolvente físico. El proceso demanda una menor inversión de operación los costos a la hora de procesar los gases altamente cargados con los componentes ácidos.

HÍBRIDOS DE LOS PROCESOS DE SOLVENTES

Hay varios procesos de gas tratamiento que utilizan los efectos de disolventes tanto físico y químicos. Uno de los anteriores procesos híbridos desarrollados por Lurgi fue el disolvente Amisol que procesa la combinación de aminas con methanol. Hay muchos híbridos de los procesos de disolvente en la fase de desarrollo (ver Hybrisol en Tecnologías Emergentes, por ejemplo). Entre el éxito de tecnologías probadas la más utilizadas es el de Sulfinol.

PROCESO SULFINOL ®

El Proceso Sulfinol ®, con licencia de Shell Global Solutions, es utilizado para eliminar el H2S, mercaptanos de CO2, COS, CS2, y polisulfuros a partir de gases naturales y sintéticos. Sulfinol es una mezcla de sulfolano (un disolvente físico), agua y DIPA o MDEA (ambos solventes químicos).

Endulzamiento del Gas por Absorción Física

Sulfinol con DIPA (Sulfinol-D) se utiliza cuando se completa la eliminación de H2S, CO2, y COS deseada. Sulfinol con MDEA (Sulfinol-M) se utiliza para la eliminación selectiva de H2S en la presencia de CO2, con la eliminación parcial de COS . Sulfinol puede reducir el contenido total de azufre de gas tratado hacia abajo para bajos niveles de concentración (ppm).

Algunas desventajas son: la co-absorción de hidrocarburos pesados , y un recuperador de Sulfinol que se requiere a veces para la eliminación de CO2.

PROCESO SELEFINING   Este proceso fue desarrollado por Snamprogetti

para el uso de aminas terciarias tales como etanol amina (dimetil DMEA) disuelto en un disolvente orgánico con cantidades limitadas de agua. El proceso es muy selectivo al H2S como la hidratación de CO2 es casi en su totalidad debe evitarse. También elimina otras especies de azufre tales como mercaptanos, COS y CS2. Tiene una tendencia a co-absorben hidrocarburos que puede en cierta medida ser controlado mediante el aumento del contenido de agua del disolvente.

PROCESO DE SAL ALCALINA   El proceso básico fue desarrollado por la Oficina de

Minas de EE.UU. y emplea una solución acuosa de carbonato de potasio (K2CO3). El contactor y el separador de ambos operan a temperaturas que se encuentran en un intervalo de 230-240 ° C. El proceso no es adecuado para corrientes de gas que contienen sólo H2S.

Si el H2S es removido para la tubería de especificación o hay bajas especificaciones de salida de CO2,diseños especiales o un sistema de dos etapas puede ser utilizada. Los procesos de carbonato de potasio son algo eficaces en la eliminación de sulfuro de carbonilo y disulfuro de carbono.

Hay tres variaciones básicas de flujo de proceso para el potasio carbonato de proceso. El esquema de flujo requerido depende la especificación de salida del gas natural.

PROCESO DE UNA SOLA ETAPA  El proceso de una sola etapa se muestra

en la fig. 21-16.El Carbonato de Potasio se bombea a la parte superior de un contactor embalado o en bandeja donde entra en contacto la corriente de gas. La solución rica fluye al separador donde los gases ácidos se eliminan con vapor de agua. La solución de grasa se bombea de vuelta al contactor para completar el ciclo.

Sal alcalina: proceso en una sola etapa

La separación es en realidad impulsada por el componente de diferencia de presión parcial a través de la membrana de polímero. La tecnología no es aplicable para muchas de las especificaciones de gas amargo.

En el diseño de sistemas de membranas para estos propósitos es importante para centrarse en el logro de una alta selectividad de CO2 vs el gas natural que se usa para evitar pérdidas de gas natural, evitando plastificación de los materiales de membrana debido a las altas presiones parciales de CO2 y la garantiza vida suficiente del material de la membrana.

Recientemente, varios muy grandes sistemas de membranas, incluyendo en algunos se trata en exceso de 300 [MMSCFD] de gas que contiene más 30% de CO2 se han implementado con éxito como resultado de avances en la tecnología de pre-tratamiento.

Endulzamiento de gas natural y la deshidratación con membranas a menudo ofrece ventajas significativas sobre el más convencional métodos tales como tratamiento de aminas, disolventes físicas, y adsorbentes sólidos.

El último beneficio es particularmente importante en aplicaciones marinas. En toda la atención de la membrana sistemas se deben tomar a fin de tener una adecuada pre-acondicionamiento del gas, y para evitar prohibitivo las pérdidas de gas natural.

PROCESO DE SELECCIÓN

La selección de la mejor tecnología para aplicar a un gas determinado corriente depende de muchos factores, y debe ser realizado por experimentados personal.

Entre los factores a considerar son: alimentar la temperatura y presión, tipo y concentración de impurezas, gas deseado especificación, el caudal, la ubicación de funcionamiento gasto, y el coste total.

A pesar del gran número de los parámetros involucrados, es posible dar algunas directrices generales como para que el proceso es más adecuado.

Por ejemplo, solventes físicos en general, será más atractivo que el producto químico disolventes cuando la presión parcial de componentes ácidos es alta, la regeneración debido a la carga más alta y más baja energía requisitos asociados con un disolvente física.

Si hidrocarburos pesados están presentes, sin embargo, disolventes físicas puede ser menos atractiva debido a su tendencia a la co - adsorbedor estos contaminantes.

La figura 21-20 muestra un ejemplo gráfico de proceso de selección para el caso en que ambos H2S y CO2 son para ser retirado del corriente de gas. Esta es una versión modificada de un gráfico tomado de Tennyson y Schaaf, de 28 años quien también presentó los casos de remoción de H2S sólo, sólo el CO2, H2S y selectiva de eliminación.

Nótese.- Que condiciones específicas pueden dictar el uso de un proceso diferente a partir de lo que se presenta en este tipo de tabla – 57 de eliminación del mercurio

CALGON

Adsorbentes sólidos se pueden eliminar el mercurio de gas para producir residuales en el rango de 0.01-0.001 μg/Nm3.

Calgon de azufre impregnado HGR ® (4 x 10 mallas) y HGR ®-P (4 mm de diámetro.) carbonos se utilizan para la eliminación de mercurio y diseños indican eliminar el mercurio a niveles muy bajos.

La eliminación de ambos mercurio inorgánico y orgánico se logra. Por primera secar el de gas aumenta el grado de eliminación de mercurio.

La impregnación de azufre reacciona con el mercurio para producir un sulfuro de mercurio que se fija en la micro estructura de carbono.

FIG. 21-20PROCESO DE SELECCIÓN TABAL PARA SIMULTANEA REMOCIÓN DE H2S Y CO2

MERESPEC

Johnson Matthey suministra catalizadores MereSpec de lecho fijo absorbentes para la eliminación de trazas, elemental y orgánico, de mercurio a partir de hidrocarburos líquidos y gases.

Los absorbentes Se ha demostrado que sea capaz de proporcionar el mercurio salida concentración normalmente se especifica para la producción de GNL y son en servicio en varios lugares de Europa, incluyendo una en alta mar de aceite / plataforma de producción de gas.

Merespec es una marca comercial de Synetix.

DESOREX

 El carbón activado proporciona sólo una limitada capacidad de almacenamiento para la estrictamente adsorción física de mercurio. Desorex HGD2S y HGD4S de Donau de carbono puede ser empleado para enlazar mercurio a través del proceso de adsorción química que implica la oxidación y adsorción en forma de compuesto estable o la fijación en forma metálica como una amalgama.

HgSIV

UOP suministra adsorbentes HgSIV que son tamices moleculares revestido con plata elemental. El mercurio en el gas es atrapado por la amalgama con la plata. El adsorbente también sirve al doble función de deshidratar el gas. HgSIV se regenera térmicamente, tal como tamices moleculares para la deshidratación.

CMG 275 y 273

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

La ventaja de mesoporoso producto a base de alúmina es su resistencia al capilar condensation59. El poro mayor tamaño de este material, en comparación para materiales basados en carbono atrapamiento utilización permisos en condiciones casi de punto de rocío. En otro material de Axens etiquetados CMG 273 el componente de captura se basa en el soporte de alúmina por lo que es completamente insoluble en el líquido hidrocarburos y agua.

ORGÁNICA DE REMOCIÓN DE MERCURIO

La eliminación de todas las formas de compuestos orgánicos de mercurio desde gases naturales y líquidos requiere en primer lugar la conversión de los compuestos a elemental mercurio metálico seguido por atrapando materiales para eliminar el mercurio metálico formado.

La fase dos proceso de eliminación de impurezas es llamado RAM y está disponible a partir de Axens.

ÁCIDO INYECCIÓN DE GAS

 En algunos casos, es posible comprimir el gas ácido como generado a partir de un producto químico o un proceso físico disolvente e inyectar en un empobrecido, no productores, o incluso un reservoir60 productora. Una consideración clave es el comportamiento de la fase del ácido mezcla de gas. Dependiendo de la temperatura, presión y composición, el gas ácido puede ser inyectado como un líquido o gas, o como una fase densa.

La deshidratación es generalmente necesaria para evitar la corrosión o la formación de hidratos. Sin embargo, en muchos casos, un mínimo en agua - capacidad de retención se produce con respecto a la presión. Por lo tanto, puede ser posible para comprimir el gas a un nivel determinado, enfriar, y abandonan el agua líquida.

DE HIDROCARBUROS LÍQUIDOS TRATAMIENTO

Como una guía en la selección del método de tratamiento para ser utilizado, las siguientes características de cada uno se da:

REGENERADA CÁUSTICA  PERCO CLORURO DE COBRE SÓLIDO LOTE DE LAVADO CÁUSTICO HIDRÓXIDO DE POTASIO SÓLIDO TAMIZ MOLECULAR MEROX MERICHEM

REGENERADA CÁUSTICA

Puede manejar grandes volúmenes de hidrocarburos.

Principalmente para la eliminación de metilo y etilo mercaptanos.

Capaz de producir un producto médico y el dulce.

Reduce el contenido total de azufre del producto tratado.

PERCO CLORURO DE COBRE SÓLIDO

Se puede tratar las corrientes de gasolina con mercaptano relativamente alto contenido.

Adecuado para el caudal pequeño. El contenido de azufre no se reduce. El contenido de agua debe ser sólo la de saturación. El sulfuro de hidrógeno debe ser retirado antes de

contacto con cama. Regeneración oxígeno en exceso puede causar

corrosión aguas abajo de la cama. La gasolina con componentes que pueden ser afectado por el oxígeno, tales como olefinas, no debe ser entendido con este proceso.

Capaz de producir médico-dulce producto.

LOTE DE LAVADO CÁUSTICO

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

contenido de mercaptano baja (si eliminación de mercaptano es importante).

Principalmente para eliminar trazas de sulfuro de hidrógeno y metilo y etilo mercaptanos.

Eliminación de cáustico gastado puede ser una consideración importante.

El consumo de soda cáustica relativamente alto por galón de producto.

HIDRÓXIDO DE POTASIO SÓLIDO

Bajo de la instalación y los costos de operación.

Actúa como un secante, así como la eliminación de los compuestos de azufre.

Adecuado para eliminar trazas de H2S.

TAMIZ MOLECULAR

Puede manejar corrientes grandes o pequeños. Reduce el contenido de azufre total mediante la

eliminación de sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, y la eliminación parcial de azufre orgánico en el recipiente adsorbedor del mismo.

Producirá 1- A de cobre-tira, el médico y dulce producto.

Se seca en el mismo paso con el equipo adicional. Requiere que el gas de regeneración se hace

ligeramente amargo mediante el uso de esta corriente para despojar los compuestos de azufre a partir del tamiz molecular.

MEROX

Puede manejar corrientes grandes o pequeños.

Elimina el problema de la eliminación de cáustico gastado.

El producto es dulce cuando sale de la unidad, sin período de tenencia se requiere.

Suma problemas de compuestos de azufre en la regeneración del aire dejando el regenerador

MERICHEM

Puede manejar corrientes grandes y pequeñas de hidrocarburo liviano líquidos.

Elimina mercaptanos y ácidos orgánicos.

Utiliza un haz de fibras para aumentar la zona interfacial entre cáustica e hidrocarburos.

Los compuestos de azufre están presentes en la regeneración del aire

NOTAS GENERALES SOBRE LÍQUIDO TRATAMIENTO DE HIDROCARBUROS

De mezcla (líquido / líquido de tratamiento de sistemas) Buena mezcla de gasolina y solución de tratamiento puede llevarse a cabo por medio de una baja eficiencia (40%) de la bomba centrífuga. La flujo de la gasolina y el flujo de solución de reciclaje unen justo por delante de la bombear y se descargan al tanque de solución de sedimentación.

En tratamiento puede utilizar estáticas mezcladores en línea para obtener una buena gasolina contacto cáustico. Un diseño adecuado en línea mezclador estático creará un tamaño de gota controlada con una estrecha distribución de tamaños.

Renovación continua de la superficie fase dispersa área de transferencia de masa se acelera. El mezclador estático logra esta dispersión uniforme con menos energía que la mayoría de los otros dispositivos.

A medida que la velocidad a través de los aumentos mezcladores estáticos, el aumenta la presión de la gota y las disminuciones promedio de gotas de diámetro. Una mezcla homogénea se consigue normalmente en un mezclador que es un pocos diámetros de tubería en longitud.

PRODUCTO TRATADO LIMPIEZA

Torres de arena puede ser colocado aguas abajo de un líquido de lavado de gasolina o GLP para eliminar cualquier agua arrastrada o solución. La gasolina fluye hacia abajo a través de la torre. El diseño de la torre se basa en una velocidad espacial de (4 volúmenes de gasolina) / (volumen de arena) / hora. Un lavado con agua corriente abajo del hidrocarburo líquido tratado es también una buena manera de eliminar arrastrado a base de agua el tratamiento de soluciones tales como sosa cáustica y una amina.

El proceso es idéntico para el lavado cáustico se muestra en la fig. 21-21. Una circulación de agua velocidad de 10 a 30 por ciento de la tasa de hidrocarburo debe ser adecuada, si bien el contacto líquido-líquido se obtiene. La solución concentración en el agua de lavado no debe construir hasta más de un 3 por ciento en peso.

TORRES DE CONTRA FLUJO CONTACTO

En la torre de contacto líquido / líquido, la alimentación de hidrocarburos es introducido a través de un distribuidor en la parte inferior de la torre y se convierte en la fase dispersa. La solución de tratamiento se introduce contracorriente en la parte superior de la torre y se convierte la fase continua. La fase dispersa migra hacia arriba a través del relleno debido a la diferencia de densidades del dos líquidos. El producto edulcorado se elimina de la parte superior de la torre donde 8 a 10 pies de columna abierta se proporcionan para separación de la fase pesada.

TORRES DE CONTRA FLUJO DE CONTACTO O BIEN PUEDE SER EMPACADA O EN BANDEJA.

Un tamiz (perforada) bandeja con tubos de bajada es probablemente el más eficaz para su uso en dispositivos de contacto líquido-líquido. La luz líquido fluye a través de las perforaciones de cada placa y es por lo tanto dispersa en gotas que se elevan a través de la continua fase. El líquido fluye horizontalmente a través de continua cada placa y pasa a la placa de debajo de ella a través del tubo de descenso. Si el líquido pesado es la fase dispersa, el mismo diseño puede ser utilizado, pero al revés. Extracción las tasas se incrementan por la unión repetida y re-formación de gotitas de la fase dispersa.

GASOLINA Y GAS LP-TRATAMIENTO  La mayoría de los flujos de gasolina y gas LP, contienen

azufre en los diversos formas y de gas LP-y primas arroyos NGL también puede contener de carbono dióxido. Especialmente objetable son sulfuro de hidrógeno, mercaptanos, y azufre elemental. La gasolina que contiene hidrógeno sulfuro tiene olor desagradable y es corrosivo. Mercaptanos dar un olor desagradable a la gasolina y azufre elemental hace que el corrosivo gasolina. Sulfuro de carbonilo en el gas LP puede hidrolizar y hacer que el producto convertido corrosivo. A producto que contiene los materiales objetables pueden ser tratados para eliminar el sulfuro de hidrógeno, sulfuro de carbonilo, y elemental azufre y para eliminar cualquiera de los mercaptanos o convertir a compuestos menos objetables.

SULFURO DE HIDRÓGENO Y DIÓXIDO DE CARBONO

ELIMINACIÓN El sulfuro de hidrógeno y dióxido de carbono puede ser retirado de

De gas LP y la gasolina por el líquido-líquido en los procesos de contacto con una solución cáustica, alcanolaminas acuosas, o KOH sólido. Los procesos de lavado cáustico se describen más adelante. La alcanolamina procesos se ha descrito anteriormente en el tratamiento de gas sección. Para su aplicación, tanto un coalescente y un flujo total de carbono filtro debe ser utilizado para reducir al mínimo la introducción de hidrocarburos en la sección de regeneración de la unidad de amina. Cuando el tratamiento de hidrocarburos líquidos con amina, contactando se realiza generalmente en un contactor líquido-líquido, aunque reactores agitados se puede utilizar. La torre debe tener un mínimo de 20 pies de envase y embalaje. Los caudales de diseño de envasado torres no deben superar los 20 líquidos [gpm] por pie cuadrado de la cruz área de la sección.

LA ELIMINACIÓN DE AZUFRE El azufre elemental se elimina de la gasolina

poniéndolo en contacto con una solución de lavado polisulfuro. La solución se compone utilizando las siguientes cantidades de productos químicos por cada 1,000 galones de agua: $ 1.000 de sosa cáustica (NaOH), 800 lb de Na2S comerciales, y 20 lb de azufre. El sulfuro de sodio (Na2S) se funde en una cuba por el uso de una lanza de vapor. Añadir el azufre a los Na2S fundidos. El azufre debe estar completamente disuelto en el sulfuro de líquido, y entonces este mezcla se añade al 10% (1.000 galones. agua y £ 1.000 NaOH) solución cáustica. Ropa de protección y gafas deben ser usados. La manipulación de estos productos químicos.

TRATAMIENTO DE MERCAPTANO

Mercaptanos se pueden convertir a disulfuros o removido de hidrocarburos líquidos por varios métodos. El método o combinación de los métodos que se pueden utilizar depende del mercaptano contenido del producto a tratar y la especificación que se deben cumplir. Algunos de los métodos comunes son el tratamiento discuten a continuación.

LA REMOCIÓN DE SULFURO DE CARBONILO

Debido a que el sulfuro de carbonilo (COS) puede hidrolizar y causar dulce de gas LP para convertirse corrosivo, y como la preocupación por minimizar total de emisiones de azufre se ha incrementado, ha habido una crecimiento del interés en la eliminación 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. Mick67 ha informado utilización con éxito de una combinación de hidróxido de potasio y metanol. Este proceso es también sacrificio. El Malaprop 68, de 69 años proceso utiliza diglicolamina y requiere poca o ninguna modificaciones en el flujo del proceso de la utilizada para tratamiento de gas.

El proceso utiliza ADIP70 diisopropanolamina acuosa.  Los tamices moleculares se pueden utilizar para la eliminación del

Malaprop, ADIP y los procesos de tamices moleculares son regenerativos.

Continuos procesos líquidos

REGENERATIVA CÁUSTICA

El método regenerada cáustica de la eliminación de metilo y mercaptanos etílico a partir de gas LP o butano emplea a contracorriente contacto del líquido con una solución de sodio al 10% de hidróxido en una columna de relleno. Un esquema de flujo típico se ilustra en la figura. 21-14. El cáustico se regenera en una columna de extracción mediante la adición de vapor abierto o por vapor generado internamente por un elemento de calentamiento de la columna. Un condensador puede ser utilizado para condensar vapores de agua que van en el techo con el mercaptano liberado

vapores. El condensado se devuelve a la extracción columna para mantener la concentración cáustica. Una corriente de gas LP que contiene 0,03% de azufre de mercaptano puede ser tratada médico dulce con relaciones de volumen de hidrocarburo a cáustica tan altas como 33 a 1. Aproximadamente seis libras de vapor de proceso por galón de sosa cáustica se requieren para la regeneración en este hidrocarburo / relación de volumen cáustica. Los siguientes proporciones pueden ser utilizados para determinar el diseño óptimo de la planta:

FIG. 21-21NO REGENERACION CAUSTICA

MEROX

Una variación de proceso cáustico regenerado se ha desarrollado por la División de Proceso de UOP.

Producto agria se trata con cáustica que contiene catalizador Merox para extraer los mercaptanos. L

a solución Merox se regenera mediante la mezcla con el aire y oxidante. Disulfuros y exceso de aire se eliminan por encima. Existente equipo de extracción con la regeneración de vapor puede ser adaptado para el proceso de Merox.

MERICHEM

Merichem 71 ofrece varios procesos para la eliminación de Na2S y / o mercaptanos de hidrocarburos líquidos ligeros. En total de ellos la tecnología clave es el uso de una película de fibra patentada empaquetar para lograr el contacto íntimo entre el hidrocarburo piensos y la solución cáustica.

El paquete se compone de largo continuas fibras de pequeño diámetro colocados en un tubo. La solución caustica preferentemente moja las fibras, creando una gran interfacial área de contacto con el líquido de hidrocarburo. La fibra paquetes se pueden instalar fácilmente en los sistemas existentes.

Merifining utiliza cáustica para extraer los ácidos orgánicos, mercaptanos,

y otros compuestos de azufre de craqueada catalíticamente hidrocarburos.

Napfining extrae ácidos orgánicos nafténicos y otros de destilados de petróleo que producen kerosene y el jet combustible.

Mericat utiliza un catalizador de oxidación solución cáustica cojinete y el aire para oxidar los mercaptanos gasolina y el queroseno a disulfuros.

Thiolex utiliza cáustica para extraer el sulfuro de hidrógeno y mercaptanos a partir de gas combustible, propano, butano, alimentación para la alquilación y el tramo recto gasolinas.

Regeneración utiliza el aire para regenerar Thiolex soluciones cáusticas para reutilizar.

En el edulcorante mercaptanos de reacción se oxida al disulfuro de cobre y se reduce de cúprico a cuproso:

 

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

 

La ecuación 21-28

 

El cloruro cuproso se regenera simultáneamente mediante la adición de aire a la corriente de gasolina de entrada:

 

4 + 4 CuCl HCl + O2 → 4 CuCl2 + 2 H2O

La ecuación 21-29

 

El "estándar" de la profundidad del lecho es de 7 pies con un máximo de 9 pies y un mínimo de 4 pies

   

FIG. 21-22Estándares de re-agentes de sólidos para torres

CAUDAL DE FLUJO

[BBL/DIA]

TAMAÑO DE TORRE [FT]

VOLUMEN DE CABEZAL [FT3]

RE-AGENTE [LB]

187 2x10 21.9 1090

424 3x10 49.5 2475

752 4x10 88.0 4400

1177 5x10 137.5 6870

1500 5x12 176.5 8830

PROCESOS POR LOTES

LAVADO CÁUSTICO 

Lavado cáustico se puede utilizar para eliminar el sulfuro de hidrógeno y / o

Mercaptanos ligeros de gas LP y la gasolina. Hidrocarburos líquidos y se re circula cáustica (Relación de 1:0,5) se mezclan mediante una bomba o un mezclador estático y se descarga a un tanque de sedimentación donde los líquidos separados. El tamaño del tanque requerido se basa en el retención necesario para la separación completa de la gasolina caustico tiempo emulsión. El tiempo de retención varía de 1-1/2 horas para gasolinas pesadas a 30 minutos o menos para el propano. Una coalescencia elemento en la entrada del tanque de sedimentación puede reducir la retención requerido tiempo.

AUSTENÍTICO

Ni-Cr aceros inoxidables, principalmente tipo 304 y 316, son muy resistente a la cáustica en concentraciones de hasta 50 por ciento y temperaturas a aproximadamente 200 ° F.

Corrosión bajo tensión (fragilización cáustica) ha sido informó en los ensayos de laboratorio a concentraciones tan bajas como 10 por ciento con temperaturas de 210 ° F.72 alivio de esfuerzos de carbono acero se recomienda para la mayoría de las aplicaciones.

Las bombas centrífugas utilizadas en circulación cáustica pueden experimentar falla prematura del sello que resulta de la cristalización de hidróxido de sodio sobre la superficie del sello. El uso de un plan API 62 (Enfriamiento fluido externo) del sistema con un enjuague con agua fresca del sello líquido o un plan de 52 (conjuntamente el sello) con una amortiguación de líquido son buenas soluciones. Las bombas de rotor húmedo (como la unidad magnética y motor de tipo hermético) también se utilizan en esta aplicación.

CONSIDERACIONES DE DISEÑO EN ALTA MAR

El tratamiento de hidrocarburos en la industria offshore comprende muchos de los mismos procesos como puede verse en la tierra industria. Sin embargo, mucho más énfasis se da a minimizar tamaño y peso del equipo. Para la producción de ciertos flotante precauciones también deben ser tomadas para mitigar el las influencias negativas de los movimientos de los buques. De particular importancia es la inclinación constante de la puesta en contacto y regeneración torres, que deterioran seriamente el funcionamiento del las torres debido a la mala distribución. Se hace referencia a las secciones 7 y 19, donde los separadores y los fraccionadores o amortiguadores se enfrentan a retos similares.

Consideraciones especiales para las unidades flotantes de producción, debe incluyen: Evitar una mayor inclinación constante de 1

grado. Mantener los movimientos del buque a un

mínimo con amortiguación completa requiere a menudo.

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

distribución de líquido a presión en las torres de absorción y regeneración.

TECNOLOGÍAS EMERGENTES Esta sub sección de la sección 21 tiene la intención

de hablar poco tecnologías desarrolladas en el tratamiento de algunos de los hidrocarburos que aún no han visto completas aplicaciones industriales a gran escala, pero que ha sido sometido el pasado de GPA y Laurance Acondicionamiento de

Comenzando con los procesos de reacción química y terminando con los procesos por lotes. Es comprensible, es más allá de la alcance y la intención de este libro de datos para abarcar todos los emergentes La tecnología digna de mención.

Alcano lamina Procesos

 Un proceso de alcano lamina compacto (PAC) basado en el ProPure75 co -corriente tecnología en contacto se están desarrollando por Purificación Pro- Pure, una filial de Statoil. Es un continuo seguimiento selectivo proceso de eliminación de H2S. Se basa en la rápida y la química selectiva alcano lamina terciaria con H2S utiliza

GRACIAS POR SU ATENCION…