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diseÑo conceptual de una planta de tratamiento de gases agrios de refinerÍa vargas jennifer 1gonzález natalia 2requena alejandro 1 vepica apartado postal 1073 caracas venezuela 2 universidad simón bolívar apartado postal 89.000 caracas venezuela e-mail jennifer.vargas@vepica.com arequena@usb.ve natalia.gonzalez@vepica.com 1 resumen se desarrolló la conceptualización y diseño de una unidad de tratamiento de gases agrios provenientes de procesos de conversión de crudo la cual permite alcanzar especificaciones para su consumo final como gas combustible para el desarrollo de este trabajo se identificaron los diferentes procesos de conversión en refinería que generan gases de tope aprovechables como fuel gas se elaboró la cuantificación y caracterización de estos gases de tope y se procedió a selección de la tecnología mas conveniente para su tratamiento finalmente se desarrolló la ingeniería conceptual siguiendo procedimientos estándares logrando el diseño de una planta de mdea con una capacidad de 20 mmpced para un gas agrio 11,5 molar en h2s y capaz de lograr especificaciones de 40 ppmv en el producto palabras claves ingeniería conceptual gases agrios remoción h2s 1 introducciÓn muchos proceso de refinación y conversión de crudos generan suproductos gaseosos de gran valor energético que no pueden ser aprovechados debido a las emisiones generadas durante su combustión frecuentemente estas emisiones están asociadas a la presencia de gases ácidos los cuales pueden también actuar como veneno de catalizadores en procesos que pudiesen utilizar estas corrientes de subproductos como materia prima es por ello que muchas asociaciones mundiales se han dado la tarea de identificar los principales contaminantes a ser reducidos o recuperados de los procesos de conversión crudo y de los productos el objetivo general de este trabajo es la conceptualización y diseño de una unidad de tratamiento de gases provenientes de procesos de conversión de crudo con el fin de alcanzar especificaciones para su consumo final como gas combustible dentro de una refinería nacional los gases combustibles son aquellos ricos en hidrocarburos livianos principalmente metano y etano que suelen ser usados en las plantas para generar calor por combustión gary 1975 para el desarrollo de este trabajo se establece como primer objetivo específico la identificación de los diferentes procesos de conversión de crudo existentes en refinerías nacionales capaces de generar corrientes gaseosas que puedan ser utilizadas como combustible en la propia refinería dichas corrientes deberán ser cuantificadas y caracterizadas en término de la composición típica x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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un segundo objetivo específico es la identificación de las diferentes tecnologías comerciales de tratamiento de gases agrios generando un estudio técnico sobre cada una para obtener un esquema comparativo que permita diferenciar la capacidad operacional de cada proceso y sirva al ingeniero como una herramienta base para la selección del proceso más eficiente apropiado o que mejor se ajuste a las necesidades al concluir la realización de estos objetivos se genera las bases de diseños y se puede proceder al desarrollo de la ingeniería conceptual siguiendo procedimientos estándar dando como resultado documentos que servirán como resultados físicos de la evaluación y diseño de la planta 2 identificacion y selecciÓn del gas a tratar los variados y complejos procesos de refino generan una amplia gama de subproductos gaseosos combustibles que difieren ampliamente en composición y cantidad para facilitar el estudio se agrupó los procesos en cinco grandes categorías a procesos de separación b craqueo catalítico y térmico c combinación de hidrocarburos d rearreglo de hidrocarburos e hidrotratamiento y manufactura especial de los productos gary 1975 meyers 2000 cada una de estas categorías engloban unidades de conversión de crudo que producen gases de tope con altos contenidos en hidrocarburos livianos y gran cantidad de contaminantes gases ácidos independientemente de su procedencia y composición los contaminantes que suelen estar presentes en estos gases combustibles son el co2 y el h2s y su remoción es necesaria por razones de seguridad control de la corrosión especificaciones de productos prevención de congelación a baja temperatura reducción de costos en compresión prevención del envenenamiento de catalizadores y para alcanzar especificaciones ambientales dado que se propone la utilización del gas como combustible en la refinería el criterio alto poder calorífico debe privar al momento de seleccionar la corriente gaseosa a utilizar por lo que se establece como especificación para dicha corriente altos contenidos de metano etano h2s y algún o ningún contenido de co2 las unidades de conversión que presentan gases con esta características son destilación al vacío coquización retardada craqueo catalítico fluidizado reformador catalítico y los procesos de hidrotratamiento desulfuradora es por ello que para efectos de la planta de tratamiento de gases agrios a diseñar se seleccionó la corriente proveniente de procesos de coquización retardada ya que ésta presenta los mayores contenidos de metano etano y h2s y bajos contenidos en propano isobutano e hidrocarburos pesados 3 selecciÓn del sistema para el tratamiento de gases agrios hoy en día el campo de tratamiento de gas está tan diversificado y los procesos ofertados son tan numerosos que la selección de un proceso óptimo es un problema complejo como consecuencia la selección del proceso adecuado debe realizarse luego de la evaluación de múltiples variables que permitan generar una visión amplia del proceso según la asociación x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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de procesadores de gas los factores que deben ser considerados para una selección adecuada son tipo y concentración de impurezas en el gas ácido especificaciones del gas dulce especificaciones del gas ácido de residuo temperatura y presión a la que el gas ácido esta disponible y a la cual debe entrar al proceso volumen a ser procesado composición de hidrocarburos del gas selectividad de remoción requerida del gas ácido costos de operación y capital disponible goar 1978 los diferentes procesos para el tratamiento de gases agrios se pueden clasificarse en cuatro grandes categorías la que involucran procesos con solventes químicos con solventes físicos de adsorción y los de conversión directa gpsa 1976 dentro de los procesos con solvente químico se identifican las aminas y el carbonato potásico caliente los procesos con solventes físicos son purisol rectisol selexol y carbonato de propileno para los procesos con adsorbentes secos se tiene tamiz molecular muzgo de hierro puraspec sulfatreat por último dentro de la categoría de los procesos de conversión directa se encuentran crystasulf lo-cat y sulfatreat estas quince tecnologías de tratamiento de gases agrios son capaces de alcanzar ciertas especificaciones trabajar con cierta capacidad ser selectivos con algún contaminante y brindar ventajas y desventajas propias de su funcionamiento luego de la comparación y estudio se seleccionó como proceso más adecuado el de mdea y los factores que permitieron decidir esto son los siguientes · selectividad de la mdea al h2s lo que permite una absorción única y eficiente de dicho contaminante en el gas agrio · baja corrosión del componente puro y en solución lo que genera una disminución en el desgaste de los equipos y tuberías de la planta · pocas perdidas por vaporización lo que reduce la cantidad de mdea que debe ser inyectado en la planta anualmente · acepta gases con altos contenidos de h2s en el gas agrio de entrada · se pueden alcanzar especificaciones menores a 4 ppmv en el gas dulce tratado · el costo del solvente no es tan alto en comparación con otros solventes de tratamiento · se pueden usar altas concentraciones de mdea en solución acuosa sin producir grandes problemas de corrosión · es capaz de regenerarse y alcanzar muy bajos contenidos residuales de contaminantes · la asesoría técnica gratis que ofrecen las compañías licitantes de plantas de tratamientos con mdea 4 diseÑo conceptual planta de aminas 4.1 bases de diseño se establecieron en el diseño de una unidad de aminas de 20 mmscfd para el tratamiento de gases proveniente de una unidad de coquización retardada la unidad debe ser capaz de reducir el contenido de h2s en menos de 50 ppmv Ésta tendrá una circulación de amina pobre de 420 gpm a condiciones estándar considerando una carga máxima de 0,4 moles de gas ácido por mol de mdea y un residuo de 0,008 moles x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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condiciones límite de batería para cumplir las condiciones de operación de la unidad de aminas y las otras unidades como el sistema de gas combustible se establecen las condiciones de límite de batería resumidas e la tabla 1 tabla 1 condiciones límite de batería para la unidad de aminas alimentos gas agrio amina pobre productos gas dulce gas ácido consideraciones del proceso como consideraciones especiales del proceso se debe tener en cuenta que para evadir la degradación de la amina la temperatura no debe exceder de 280° f y el reciclo de amina en la unidad debe durar 2 años consideraciones de diseño generales esta unidad será diseñada para lograr los siguientes criterios -factor de servicio -intervalos de parada -mantenimiento imprevisto -capacidad de operación a baja carga 0.96 30 días cada 4 años 7 días por año 60 del diseño presión psig 85 80 presión psig 80 12 temperatura °f 100 110 temperatura °f 110 120 4.2 balance de masa y energía el balance de masa y energía de la planta de aminas se realizo con la ayuda del programa de simulación de procesos amsim que funciona como un módulo que tiene como interfase el programa pro-ii de simsci este permite simular las unidades de tratamiento de gases en estado estacionario en especial con las alcanolaminas con el fin de modelar la operación de dichas plantas durante la eliminación de h2s y co2 de corrientes gaseosas gases combustibles y gases licuados de petróleo amsim es un programa de simulación que ofrece al usuario esquemas rígidos o preestablecidos de sistemas de tratamiento de gases mediante la tecnología de aminas y no permite la inclusión de equipos adicionales o esquemas diferentes a los prediseñados sin embargo es capaz de diseñar o evaluar sistemas con cualquier amina mea dea mdea tea dga dipa y mezclas de soluciones de aminas ya que consta de una base de datos precisa y amplia de las propiedades de los solventes puros oilphase 2000 la base de datos termodinámicas con que trabaja este modulo desarrolla un modelo de nox congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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equilibrio por etapas para los contactoras y regeneradoras por plato mientras que para las columnas empacadas desarrolla un modelo basado en el flujo de transferencia de masa amsim permite que el usuario seleccione entre dos modelos termodinámicos para el cálculo de los factores termodinámicos y la transferencia de masa en fase líquida que son kent eisenberg y li-mather electrolyte ambos han sido desarrollados para predecir la solubilidad de las mezclas de gases ácidos en soluciones de aminas de la manera más precisa el modelo termodinámico para la predicción de ciertos factores de los componentes y la transferencia de masa en la fase gas utiliza las ecuaciones de peng­robinson oilphase 2000 para el diseño de la planta de tratamiento de mdea se escogió el modo termodinámico de kent eisenberg esto permite un diseño riguroso de la remoción del h2s de la corriente gaseosa agria seleccionada obteniendo el resumen de los flujos molares las condiciones de operación y propiedades de los fluidos de las corrientes principales con base en los datos y criterios establecidos en las bases y criterios de diseño de procesos se establece la base de datos de la simulación con la ayuda de la descripción del proceso y el diagrama de flujo se selecciono el esquema de amsim que tuviera más similitudes y por último tomando en cuenta las variables de los sistemas de absorción y regeneración se realizó la simulación hasta obtener el balance de masa y energía óptimo 4.3 descripción del proceso en la figura 1 se muestra el diagrama de flujo de planta propuesta el tratamiento de los gases agrios con mdea esta planta puede dividirse en dos sistemas principales absorción y regeneración en el sistema de absorción el contenido de h2s se remueve de la corriente de gas agrio por un proceso de absorción química produciendo un gas dulce y una corriente de amina rica o cargada el sistema de regeneración consiste en la desorción del h2s de la amina rica para producir amina pobre de reciclo y gas ácido sistema de absorción este sistema remueve el h2s del gas agrio usando como solvente una solución de mdea al 35 para ello es necesario un tambor separador de gases de entrada v-101 y una columna absorbedora c-101 de 20 platos tipo válvula que contemple una malla de retención de condensables el proceso comienza con la entrada de 20 mmscfd de gas agrio a 85 psig y 100º f al tambor separador de gases de entrada v-101 para luego ser alimentado al fondo de la columna absorbedora c-101 donde éste asciende poniéndose en contacto en contracorriente con 420 gpm de mdea al 35 peso de disolución la disolución de amina debe entrar a la columna c-101 con una diferencia de temperatura de 10° f con respecto al gas de entrada esta condición es fundamental para evitar la condensación de los hidrocarburos y por consiguiente evitar la formación de espumas el gas dulce producido en la columna absorbedora debe despojarse por el tope de la misma los productos de este sistema son el gas dulce que se dirige a la unidad de gas combustible de la refinería para su posterior tratamiento y la amina rica que es dirigida al sistema de regeneración de aminas el gas dulce producido debe contener menos de 50 ppmv x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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de h2s para satisfacer las especificaciones de la unidad de gas combustible sistema de regeneración el sistema de regeneración de aminas se encarga de la remoción del gas agrio y ciertos hidrocarburos de la amina rica el sistema comienza con la alimentación de la amina rica proveniente de la columna absorbedora al separador flash v-102 donde los hidrocarburos y gases líquidos son separados a continuación la amina rica es usada como fuente de calor en el intercambiador e-101 para entonces ser alimentada al plato 3 de la columna regeneradora c102 aquí los gases ácidos son desorbidos de la amina rica con el calor generado por el rehervidor el rehervidor e-102 funciona con el líquido del último plato donde una parte es vaporizada produciendo una corriente líquido-gas que debe ser retornada a la columna c-102 el calor generado proviene de una corriente de vapor saturado a 275,3 psi los vapores de tope gas ácido+vapor de agua son alimentados a un enfriador de aire ac-101 donde el vapor de agua es condensado y separado del gas ácido la fase líquida en su mayoría agua es reciclada al regenerador reduciendo la cantidad de agua que debe suministrarse durante el proceso de makeup de la solución de amina por otro lado la amina pobre que se encuentra en el fondo de la regeneradora a alta temperatura es bombeada al intercambiador e-101 y al enfriador de aire ac-102 hasta el tanque t-101 este tanque recibe la amina pobre fría finalmente la amina pobre es bombeada hasta la columna contactora del sistema de aminas c-101 esta corriente recircula una pequeña cantidad de flujo al tanque y en su camino es pasado por un paquete de filtros que previenen la formación de espumas y el ensuciamiento variables del proceso la absorción del h2s en la amina se favorece por los siguientes factores temperaturas mientras más baja sea la temperatura de la amina pobre mejor será la remoción de h2s calidad o especificación la carga de gas ácido en la amina rica no debería ser superior a 0,4 moles gas ácido por moles de mdea si la relación aumenta indica que hay mayor cantidad de h2s y que pueden presentarse problemas de corrosión la alta eficiencia de eliminación de gas ácido depende de la buena regeneración de la solución de amina sin embargo también depende de la restricción de la carga de h2s en la amina rica 0,4 moles de gas ácido total por mol de amina concentración de amina mientras menor sea el contenido de h2s en la amina pobre mejor será la remoción de h2s 0,008 moles h2s moles mdea la concentración se basará en algunos casos en el menor requerimiento de calor para lograr la extracción de h2s deseada y las menores pérdidas de químicos la regeneración de la amina se favorece por las siguientes variables temperatura la ruptura del enlace se logra o se promueve a altas temperaturas sin embargo es necesario prevenir su degradación a una temperatura límite de 285ºf tasas de vapor de despojamiento rehervidor la desorción de h2s de la amina por temperatura es asistido por la generación de vapor en el rehervidor de la regeneradora de aminas la cantidad de vapor se ve influenciada por la concentración de h2s y el calor requerido que se determina según la relación de despojo 1,0 ­ 1,5 x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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v-101 separador de entrada id 5´-0´´ x 6,6´t/t c-101 absorbedora de aminas id 5´-0´´ x 56´t/t v-102 tambor flash de amina id 7´ x 17´t/t e-101 intercambiador de calor amina rica-pobre 17,78 mmbtu/h p-101 a/b bomba amina pobre 500 gpm p-103 a/b bomba de amina fresca 468 gpm c-102 regeneradora de aminas id 5´0´´ x 63´1´´ t/t ac-101 enfriador de aire amina pobre 12,32 mmbtu/h e-102 rehervidor de aminas 33,52 mmbtu/h ac-102 p-102 a/b t-101 tanque soluciÓn de aminas 1000 bbls v-103 tambor flash amina rica id 2´x 10´1´´ t/t gas dulce hacia sist de gas comubustible gas acido ac-101 hacia unidad de recuperaciÓn de azufre agua acida p-26 enfriador bomba reflujo de aire tope de la regeneradora regeneradora de aminas 9,31 mmbtu/h 19,2 gpm c-102 c-101 v-103 p-102 a/b hacia unidad de aguas agrias e-102 vapor media presiÓn gas agrio condensado v-101 v-102 make up desde unidad de coquer p-101 a/b e-101 ac-102 paquete de filtros paquete de antiespumante p-103 a/b t-101 hacia k.o drum figura 1 diagrama de flujo de tratamiento de gases agrios con mdea x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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presión el regenerador opera en mejores condiciones a una presión baja para mantener la temperatura en un valor bajo reduciendo la corrosión y el consumo de vapor en el rehervidor concentración de amina las mayores concentraciones de amina favorecen la retención de gas ácido en solución 4.4 requerimientos químicos es necesario identificar cuales son los requerimientos químicos que deben considerarse para el funcionamiento de la planta y de tratamiento de gases de manera que se logre cuantificar estos en un rango de tiempo amina el solvente seleccionado para el desarrollo de la ingeniería conceptual es la metildietanolamina principalmente por sus bajos costos energéticos durante la regeneración alta resistencia a la degradación baja corrosión y bajas perdidas de solvente esta solución acuosa debe ser del 35 peso de metildietanolamina los requerimientos químicos en esta planta de aminas son la usada en la carga inicial y la requerida durante el make-up anual esto se muestra en la tabla 2 tabla 2 consumo anual de químicos en la planta servicio carga inicial de aminas make up de aminas antiespumante en la planta de aminas la causa de espuma se debe principalmente a los cambios químicos en la superficie de la solución de amina durante la absorción y regeneración de la misma los cambios químicos que producen la formación de espumas vienen dados por la existencia de contaminantes como la formación de sales estables al calor sólidos suspendidos hidrocarburos orgánicos ácidos en el gas de entrada aceites de compresores lubricantes para bombas y válvulas que en conjunto con las condiciones del proceso interactúan alterando las características de la capa superficial de la solución la formación de espumas de manera excesiva contribuye a que en el proceso se produzca pérdidas de solvente durante el reciclo reducción de la capacidad de absorción de contaminantes y la generación de gases con una especificación no deseada además puede causar cambios en las propiedades de la solución de amina como aumento de la viscosidad y disminución de la tensión superficial es por ello que se hace necesaria el uso de antiespumantes en el proceso de tratamiento con aminas sin embargo hay que tener en cuenta que su uso excesivo puede producir mas espuma y no eliminar la existente 4.5 requerimientos de servicios industriales el objetivo de este apartado es especificar cuales son los servicios industriales necesarios para la operación normal de la planta de aminas y en que cantidad deben ser administrados para el cálculo del consumo de los servicios industriales de la planta fue necesaria la información dada en las listas de equipos x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela químico mdea mdea consumo lb/año 152220 25702

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aire para instrumentos y planta la estimación de consumo de aire para instrumento esta basado en las siguientes consideraciones consumo por válvula de control 1.0 pies3 min c/u factores de sobrediseño para el sistema de aire para instrumentos pico de instrumentos de 10 desgaste de instrumentos de 5 contingencia general de 15 basado en el diagrama de flujo del proceso el consumo de aire por instrumentos se estimó y se presenta en la tabla 3 tabla 3 consumo total de aire para instrumentos equipos consumo total por instrumentos 9 válvulas de control picos de instrumentos 10 desgaste de instrumentos 5 contingencia general 15 consumo total de aire para instrumentos consumo de potencia eléctrica el consumo de potencia eléctrica se determino en base a los requerimientos energéticos de las bombas y los enfriadores por aire y por las siguientes consideraciones la eficiencia de los motores será de un 70 y el factor para el cálculo del requerimiento de potencia será de 0,9 en base a la lista de los equipos y las consideraciones anteriores se calculan los consumos eléctricos de la planta y se presentan en la tabla 4 tabla 4 consumo total de potencia eléctrica descripción potencia hidráulica hp potencia al freno bhp potencia eléctrica kw bomba p-101 a 6,03 8,61 7,16 bomba p-102 a 0,47 0,67 0,55 bomba p-103 a 31,31 44,73 37,07 enfriador ac-101 35,20 2 x 35,20 58,35 enfriador ac-102 14,53 2 x 14,53 24,08 consumo total de potencia eléctrica 127,21 kw servicios de vapor el consumo de vapor en la planta se estima en base al vapor de media presión consumido en el termosifón vertical ubicado en el fondo de la regeneradora para este cálculo no se tomaron consideraciones especiales y se estima en 417396 lb/h conclusiones · entre los diferentes procesos de conversión de crudo frecuentes en refinerias nacionales el proceso de coquización retardada luce como el más promisorio para el aprovechamiento como combustible de los gases ácidos que genera sin embargo se debe contar con una adecuada unidad para la purificación de estos gases la unidad de tratamiento de gases agrios con mdea demostró ser eficaz para lograr el aprovechamiento de los gases combustibles generados en procesos de conversión profunda x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela consumo de aire pies3 /min 9,0 0,9 0,45 1,35 11,7 ·

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· como la coquización retardada se logró desarrollar la ingeniería conceptual de una planta de mdea de 20 mmpced de capacidad para tratar una gas agrio 11,5 molar en h2s logrando especificaciones de 40 ppmv en el gas combustible referencias gary j.h y g.e handwerk refino de petróleo editorial reverté s.a barcelona 1975 pp-2000 goar b.g y t.o arrington guidelines set for handling sour gas the oil gas journal june 26 1978 gas processors suppliers association engineering data book gas processors association ninth edition oklahoma 1976 oilphase ­ dbr schlumberger canada ltd reference manual amsim versión 7.2 x congreso latinoamericano de transferencia de calor y materia ­ latcym 2005 13 a 15 abril 2005 ­ caracas ­ venezuela

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