IAPG 2008_Jornadas Tecnicas de CalafateIAPG 2008_Jornadas Tecnicas de Calafate
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para Mejorar la Remoción de para Mejorar la Remoción de
MercaptanosMercaptanos
en Plantas de Aminasen Plantas de Aminas
Autores: Steve Bedell, John Griffin, Jan LambrichtsAutores: Steve Bedell, John Griffin, Jan Lambrichts Presentado por: Presentado por: Roberto Carlos SouzaRoberto Carlos Souza
Soporte Técnico en America Soporte Técnico en America LatinaLatina
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
Introducción
• Las aminas han sido utilizadas hace décadas para la remoción de H2S y CO2.
• 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).
Introducción
Evolución de los solventes
• 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
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
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 = xL* KH
Donde: p = presión parcial del soluto en fase gasxL= fracción molar de soluto en la solución
KH = constante de Henry(Depende de la naturaleza del gas, del líquido y temperatura)
Ley de Henry
Así que: KH = p / XL = en unidades de presión (Kpa, psi)
Para bajas solubilidades de gases en agua,KH = p / M = p* litros de solución/moles soluto
Solubilidad del gas en liquido= 1/KH= 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:
KH = p / M = p x litros/moles
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
Remoción de Mercaptanos con aminas
1/KH(total)= 1/KH(physical) + 1/KH(chemical)
RSH
RSH(aq) R3NH+ RS-
KH(physical)
+ amine
Gas Phase
Solution
KH(total)
Keq
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 CO2
• 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
Solubilidad del metil mercaptano a distintas cargas ácidas.
Remoción de Mercaptanos con aminas
Reacciones de los Mercaptanos con aminas
Reacción de amina-RSH en equilibrio constante (25ºC)
log(Ka) Keq with MDEA Keq with MEA
H2S -7 31.6 316
MeSH -10.3 0.0158 0.1585
EtSH -10.5 0.0100 0.1000
nPrSH -10.7 0.0063 0.0631
iPrSH -10.9 0.0040 0.0398
nBuSH -10.7 0.0063 0.0631
tBuSH -11.1 0.0025 0.0251
Equilibrium Constants for Reactions of MDEA and Mercaptans
0
0.002
0.004
0.006
0.008
0.01
0.012
0.014
0.016
0.018
MeSH EtSH nPrSH iPrSH nBuSH iBuSH
Keq
Reacciones de los Mercaptanos con aminas
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
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 – 22.7Presión gas amargo (psia) 175
Flujo solvente amina pobre (gpm) 225 – 315
Temperatura amina pobre (°C) 41.7 – 44.4
Relación líquido-gas (litros/Nm3) 3.75 – 5.30
Carga ácida amina pobre (mol/mol) 0.0095 – 0.0125
Carga ácida amina rica (mol/mol) 0.205 – 0.268
% Remoción RSH con UCARSOL® LE-777
L/G Ratio L/G Ratio 3.753.75 5.305.30
MeSH 96.7 > 99.9
EtSH 91.2 > 99.9
iPrSH 60.2 99.8
nPrSH 71.5 82.2
iBuSH 86.0 97.5
nBuSH 85.3 76.7
sBuSH 82.3 56.7
tBuSH 84.3 45.3
C5+SH 67.1 56.3
Remoción total 90.95% 96.18%
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con aminas formuladas
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
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/Nm3) 3.75 – 5.30
Conc. H2S gas amargo (%v) 3.7
Conc. CO2 gas amargo (%v) 5.7
Conc. RSH gas amargo (ppmv) 300 – 450
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos
Composición mercaptanos de Kazajstán
Metil Mercaptano 51.1 %v
Etil Mercaptano 32.3 %v
Isopropil Mercaptano 11.3 %v
n-Propil Mercaptano 1.87 %v
t-Butil Mercaptano 0.45 %v
n-Butil Mercaptano 2.64 %v
1-Pentanotiol 0.34 %v
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos
Calidad del gas tratado en Kazajstán
Resultado Especificación
H2S (ppmv) 0.5 – 3 13
CO2 (%v) 2.6 – 3.5 No-máx slip
RSH (ppmv) 20 – 42 25
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos
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. H2S gas amargo (%v) 2.1
Conc. CO2 gas amargo (%v) 3.1
Conc. RSH gas amargo (ppmv) 300 – 400
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)
Metil Mercaptano 50.0 %v
Etil Mercaptano 20.0 %v
Isopropil Mercaptano 13.3 %v
n-Propil Mercaptano 2.00 %v
t-Butil Mercaptano 1.00 %v
n-Butil Mercaptano 0.34 %v
sec-Butil Mercaptano 3.68 %v
Metil Etil Mercaptano 1.65 %v
Sulfuro de dimetilo 3.66 %v
Otros comp. de azufre 4.37 %v
Composición mercaptanos de British Columbia
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)
Resultados Especificación
H2S (ppmv) 0.6 – 1.6 4
CO2 (%v) 1.5 – 1.9 No – máx. slip
Total S (ppmv) < 16 16
Porcentaje RSH Removido (%) 95
Calidad del gas tratado en British Columbia
Eficiencia de la remoción de mercaptanos con solventes híbridos (II)
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
Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina
RSH
RSH(aq) R3NH+ RS-
KH(physical)
+ amine
+MRA
MRA(RS)
Gas Phase
Solution
KH(total)
1/KH(total)= 1/KH(physical) + 1/KH(che, ami) + 1/KH(che, MRA)
Estudio comparativo de la solubilidad de Metil SH
0
0.02
0.04
0.06
0.08
0.1
0.12
0.14
0.16
0.18
MeSH
Solu
bility c
onst
ant,
mole
s/L.k
Pa
Remoción de Mercapatanos con MRA en soluciones de amina
Prueba en Planta con MRA
Condiciones típicas de operaciónCondiciones 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/Nm3) 2.04
Conc. H2S 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
Desempeño del MRA en la prueba
Prueba en Planta Piloto con MRA
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
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.
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