IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate Nueva Tecnología para Mejorar la Remoción de Mercaptanos en Plantas de Aminas en Plantas de Aminas Autores: Steve.

Presentación del tema: "IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate Nueva Tecnología para Mejorar la Remoción de Mercaptanos en Plantas de Aminas en Plantas de Aminas Autores: Steve."— Transcripción de la presentación:

1 IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate Nueva Tecnología para Mejorar la Remoción de Mercaptanos en Plantas de Aminas en Plantas de Aminas Autores: Steve Bedell, John Griffin, Jan Lambrichts Presentado por: Roberto Carlos Souza Soporte Técnico en America Latina

2 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con el agente de remoción de mercaptanos (MRA). 7.Conclusiones

3 Introducción Las aminas han sido utilizadas hace décadas para la remoción de H 2 S y CO 2. Sin embargo han resultado poco efectivas para la remoción de azufres orgánicos (Mercaptanos). Los solventes híbridos son utilizados normalmente para aumentar la eficiencia de la remoción de Mercaptanos. Legislaciones y regulaciones ambientales más estrictas. Dow esta desarrollando un nuevo concepto: un Agente de Remoción de Mercaptanos (MRA).

4 Introducción Evolución de los solventes

5 Eliminar o reducir el tamaño de las unidades de pre- tratamiento. Aumentar la eficiencia y extender la vida útil de los tamices moleculares Eliminar o reducir los residuos de corrientes de mercáptidos de sodio y bisulfuro provenientes de lavadores cáusticos. Reducción del contenido total de azufre en tratamientos de Gas y LNG. Ventajas de la remoción de Mercaptanos Introducción

6 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

7 Ley de Henry La ley de Henry enuncia que a una temperatura constante, la cantidad de gas disuelta en un líquido es directamente proporcional a la presión parcial que ejerce ese gas sobre el líquido. Formula: p = x L * K H Donde:p = presión parcial del soluto en fase gas x L = fracción molar de soluto en la solución K H = constante de Henry (Depende de la naturaleza del gas, del líquido y temperatura)

8 Ley de Henry Así que: K H = p / X L = en unidades de presión (Kpa, psi) Para bajas solubilidades de gases en agua, K H = p / M = p* litros de solución/moles soluto Solubilidad del gas en liquido= 1/K H = mol / l*p Normalmente, para baja solubilidad de gases en agua, las constantes de Henry son expresadas en unidades de molaridad en lugar de fracción molar: K H = p / M = p x litros/moles

9 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

10 Remoción de Mercaptanos con aminas 1/K H(total)= 1/K H(physical) + 1/K H(chemical) RSH RSH(aq) R 3 NH + RS - K H(physical) + amine Gas Phase Solution K H(total) K eq

11 Factores que promueven la remoción de RSH Usar aminas mas básicas (pH  ) –Disminuye la reversibilidad de la reacción amina- RSH –Aumenta el requerimiento para la regeneración de la amina –Permite mayor absorción de CO 2 Los RSH de bajo peso molecular (C1, C2) tienen una mayor solubilidad Carga acida baja mejora la remoción de RSH Remoción de Mercaptanos con aminas

12 Solubilidad del metil mercaptano a distintas cargas ácidas. Remoción de Mercaptanos con aminas

13 Reacciones de los Mercaptanos con aminas Reacción de amina-RSH en equilibrio constante (25ºC) log(Ka)Keq with MDEAKeq with MEA H2SH2S-731.6316 MeSH-10.30.01580.1585 EtSH-10.50.01000.1000 nPrSH-10.70.00630.0631 iPrSH-10.90.00400.0398 nBuSH-10.70.00630.0631 tBuSH-11.10.00250.0251

14 Reacciones de los Mercaptanos con aminas

15 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

16 Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas Localización: Wyoming, EEUU Solvente : UCARSOL® LE 777 Volumen gas amargo(MMSCFD)12 – 12.25 Temperatura gas amargo (°C)16.1 – 22.7 Presión gas amargo (psia)175 Flujo solvente amina pobre(gpm)225 – 315 Temperatura amina pobre (°C)41.7 – 44.4 Relación líquido-gas (litros/Nm 3 )3.75 – 5.30 Carga ácida amina pobre (mol/mol)0.0095 – 0.0125 Carga ácida amina rica(mol/mol)0.205 – 0.268

17 % Remoción RSH con UCARSOL ® LE-777 L/G Ratio 3.755.30 MeSH96.7 > 99.9 EtSH91.2 > 99.9 iPrSH60.299.8 nPrSH71.582.2 iBuSH86.097.5 nBuSH85.376.7 sBuSH82.356.7 tBuSH84.345.3 C 5 + SH67.156.3 Remoción total 90.95%96.18% Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas

18 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

19 Localización : Kazajstán Solvente : UCARSOL ® LE 701 Volumen gas amargo(MMSCFD)106 Temperatura gas amargo (°C)33 Presión gas amargo (psia)986 Flujo solvente amina pobre(gpm)1430 Temperatura amina pobre (°C)41.7 – 44.4 Relación líquido-gas (litros/Nm 3 )3.75 – 5.30 Conc. H 2 S gas amargo (%v)3.7 Conc. CO 2 gas amargo (%v)5.7 Conc. RSH gas amargo (ppmv)300 – 450 Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos

20 Composición mercaptanos de Kazajstán Metil Mercaptano51.1 %v Etil Mercaptano32.3 %v Isopropil Mercaptano11.3 %v n-Propil Mercaptano1.87 %v t-Butil Mercaptano0.45 %v n-Butil Mercaptano2.64 %v 1-Pentanotiol0.34 %v Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos

21 Calidad del gas tratado en Kazajstán ResultadoEspecificación H 2 S(ppmv)0.5 – 3 13 CO 2 (%v)2.6 – 3.5 No-máx slip RSH(ppmv)20 – 4225 Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos

22 Localización : British Columbia, Canadá Solvente : UCARSOL ® LE 703 Volumen gas amargo(MMSCFD)82 Temperatura gas amargo (°C)20-30 Flujo solvente amina pobre(gpm)735 Temperatura amina pobre (°C)37 Relación líquido-gas (litros/Nm3)1.82 Conc. H 2 S gas amargo (%v)2.1 Conc. CO 2 gas amargo (%v)3.1 Conc. RSH gas amargo (ppmv)300 – 400 Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)

23 Metil Mercaptano50.0 %v Etil Mercaptano20.0 %v Isopropil Mercaptano13.3 %v n-Propil Mercaptano2.00 %v t-Butil Mercaptano1.00 %v n-Butil Mercaptano0.34 %v sec-Butil Mercaptano3.68 %v Metil Etil Mercaptano1.65 %v Sulfuro de dimetilo3.66 %v Otros comp. de azufre4.37 %v Composición mercaptanos de British Columbia Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)

24 ResultadosEspecificación H 2 S (ppmv)0.6 – 1.6 4 CO 2 (%v)1.5 – 1.9 No – máx. slip Total S (ppmv)< 1616 Porcentaje RSH Removido (%)95 Calidad del gas tratado en British Columbia Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)

25 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

26 Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina 1/K H(total)= 1/K H(physical) + 1/K H(che, ami) + 1/K H(che, MRA )

27 Estudio comparativo de la solubilidad de Metil SH Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina

28 Prueba en Planta con MRA Condiciones típicas de operación Volumen gas amargo (MMSCFD)1.3 Presión gas amargo (psia)315 Flujo solvente amina pobre (gpm)14 Temperatura amina pobre (°C)49 – 60 Relación líquido-gas (litros/Nm 3 )2.04 Conc. H 2 S gas amargo (ppmv)300 – 1000 Conc. MeSH gas amargo (ppmv)500 – 900 Conc. EtSH gas amargo(ppmv)500 – 900 Conc. PrSH gas amargo (ppmv)100 – 200 Prueba en Planta Piloto con MRA

29 Desempeño del MRA en la prueba Prueba en Planta Piloto con MRA

30 Agenda 1.Introducción 2.Ley de Henry 3.Remoción y Reacción de los mercaptanos con aminas 4.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas 5.Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos 6.Remoción de mercaptanos con agentes de remoción de mercaptanos (MRA), en aminas y Pruebas en Planta. 7.Conclusiones

31 Conclusiones Solubilidad de RSH = ∑ solubilidad física y solubilidad química. A baja carga acida, la solubilidad química domina el total de la solubilidad. A alta carga acida, se reduce la solubilidad química y la solubilidad física es la dominante. La solubilidad física puede ser incrementada por el uso de solventes híbridos, Sin embargo, tiene alta solubilidad con hidrocarburos La dosificación de MRA en soluciones de amina reduce significativamente los mercaptanos en laboratorio, pruebas piloto y comerciales Se requieren trabajos adicionales en las dosificaciones y optimización de las formulaciones de los solventes.

32 Obrigado !¡ Gracias !Thank you !