Endulzamiento Gas

Endulzamiento de Gas y Recuperación de Azufre

Sect02.ppt Hou 2

EndulzamientoEndulzamiento

Gas AcidoGas Dulce

Gas Amargo1

2

3

9

4

5

6

8

7

IO2 EX

T2 H2O

%H2O

Temperatura T2

Sólidos suspendidos

en DEA

T2H2O

Condensador

RegeneratorRegeneradora

Rehervidor

Absorbedor

Enfriador

La función principal es eliminar el H2S y CO2 del gas natural.

Sect02.ppt Hou 3

• Parámetros Clave de Operación.– Flujo de gas de carga (mmpcd)

– Porcentaje H2S y CO2 en gas de carga

– Temperatura de gas de carga– Temperatura de gas de salida (± 40°C)– Flujo de amina pobre (gpm)– Temperatura de fondos de desorción de amina– Temperatura de amina pobre a torre

– Especificaciones de H2S y CO2 en gas dulce

• Controles Clave

– H2S y CO2 en gas dulce

• Parámetros clave que impactan el uso de energía– Flujo de amina pobre– Temperatura fondos de desorción – Temperatura agua en torre de enfriamiento– Flujo de agua en torre de enfriamiento

Endulzadora de Gas Parámetros clave Fundamentos

Parámetros clave de operación.

Sect02.ppt Hou 4

MEA DEA

Rangos de Parámetros de Operación.

Endulzadora de Gas Parámetros clave Fundamentos

Entrada de Gas AcidoScf/gal amina, 100° F 3.1 – 4.3 3.8 – 5.9

Entrada de Gas AcidoGal amina/Scf Gas Acido

Entrada de Gas AcidoMol/mol Amina

0.23 – 0.32 0.17 – 0.26

0.33 – 0.4 0.35 – 0.65

Gas Acido de Amina RicaMol/mol Amina

Gas Acido de Amina PobreMol/mol Amina

0.45 – 0.52 0.43 – 0.73

0.12 +/- 0.07 +/-

Concentración de SoluciónWt %

Aprox. Rendimiento RehervidoraBtu/gal Amina

15 – 25 25 - 35

1,000 – 1,200 900 – 1,000

Temperatura Rehervidora, °F 225 – 260 230 - 250

Sect02.ppt Hou 5

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

2.2

Tiempo

Co

nsu

mo

de

Vap

or

(Lb

/gal

)

Energía Desperdiciada

Zona de CorrosiónObjetivo

Actual

La mayoría de los operadores usan un exceso de energía para regenerar la corriente de amina, obteniendo un contenido muy bajo de gas ácido en la amina pobre y así minimizando la corrosión del equipo.

Endulzadora de Gas Uso de Energía vs. Corrosión

Consumo de Energía de la Rehervidora de Amina - Ejemplo de sistema DEA

Sect02.ppt Hou 6

0

10

20

30

40

50

Tiempo

Co

nce

ntr

ació

n d

e A

min

a, W

t %

Actual


Concentración de Amina - Ejemplo de sistema DEA


Zona de CorrosiónObjetivo

Sect02.ppt Hou 7

0

1

2

3

4

5

Tiempo

Rel

ació

n d

e R

eflu

jo

Actual


Relación de reflujo - Ejemplo de sistema DEA

La relación de reflujo determina el gas ácido en amina pobre y por consecuencia, la eficiencia de desorción. La mayoría de las compañías sobre-refluyen para minimizar la corrosión. El sobre-refluir desperdicia energía y el sub-refluir incrementa la probabilidad de corrosión.


Zona de Corrosión

Objetivo

Sect02.ppt Hou 8

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

Tiempo

Car

ga

de

Gas

Aci

do

,

Mo

l/m

ol

Am

ina


Zona de CorrosiónObjetivo de Amina Rica

Actual


Carga de gas ácido - Ejemplo de sistema DEA

Se puede utilizar un analizador en línea para optimizar el gas ácido en las corrientes de amina pobre y rica. Manteniendo la carga óptima de gas, no sólo evitará costos excesivos de energía, sino también la excesiva corrosión.


Zona de Corrosión Objetivo de Amina Pobre

Sect02.ppt Hou 9

Ejemplo Indicadores de Desempeño en OperaciónEjemplo Indicadores de Desempeño en Operación

10000 mmpcd CO2

0.20.1% mol.

~ Objetivo

Galón Amina /PC Gas ácido (H2S + CO2)

Medición

0.17 - 0.25 para DEA, 0.23 - 0.32 para MEA

Comentarios

1.0 - 1.1Lb Vapor consumido / Galón Amina 0.9 - 1.1 DEA, 1.0 - 1.2 MEA (Rehervidora @ 230 - 250 F)

~ 10 FTemperatura amina pobre - Temperatura de gas carga Diferencias menores en temperatura puede ocasionar espumación en la torre

0.25 gr H2S4mmpcd H2S

H2S & CO2 en gas dulce El contenido de CO2 puede depender de las especificaciones de gas

0.07 - 0.08 Carga de gas ácido en amina pobre, Mol gas ácido/mol amina DEA

0.4 Carga de gas ácido en amina rica, Mol gas ácido/mol amina DEA

2Relación de reflujo de desorción Variar para optimizar energía y la carga de amina pobre

mínimoCalidad de Amina - tendencias de espumación y corrosión Filtración, concentración y carga de amina

Endulzadora de Gas Indicadores Clave de Desempeño & Impacto de Cambios a Parámetros del Proceso

La mejora en el desempeño requiere de una cuidadosa atención a lo siguiente:

Sect02.ppt Hou 10

Impacto de la variación en los parámetros de operaciónImpacto de la variación en los parámetros de operación

Efecto

Total de gas ácido procesado• Flujo de amina pobre• Uso de energía

Temperatura de amina pobre

• Flujo de amina requerido, y Uso de Energía

Mantener al menos 10F arriba de punto de condensación de HC en gas de salida

Temperatura de los fondos de desorción• Flujo de amina Una temperatura demasiada baja puede no cumplir con la especificación de gas dulce

Temperatura de los fondos de desorción

Líquidos hidrocarburos en gas de cargaSólidos suspendidos; inhibidores de corrosión

• Uso de energía• Temperatura de amina pobre

• Espumación

Causa

Alta Temperatura DEA Alimentación a torres absorbedoras

• Espumación

Espumación• Pérdidas de amina• Impacto en deshidratadores

criogénicos

Endulzadora de Gas Impacto de Cambios a Parámetros del Proceso


Sect02.ppt Hou 11

Endulzadora de Gas Consideraciones generales

Mejorando elementos del sistema para el desempeño global.

• Separación de carga– No sólo en volumen de fluidos básicos de carga, sino también en la

capacidad de impulsión para manejar el sucio de los líquidos de hidrocarburos, agua y cualquier sólido.

• Filtración– Se debe usar la filtración de manera continua para eliminar sólidos

entrampados. Las velocidades de filtración deben basarse en el 10% de la circulación vs. corriente total. Se recomienda la eliminación de partículas mayores de 5 micrones. Puede que se requiera de una filtración de tres etapas. 1era etapa: cartucho filtrante para eliminar hasta el rango de 25-50 micrón. 2da etapa: filtro de carbón activado para eliminar partículas más pequeñas. 3era etapa: cartucho filtrante para eliminar hasta 5 micrón.

• Corrosión– Mantener la temperatura más baja posible en la rehervidora.– Usar calor de baja temperatura en lugar de fuego directo.– Utilizar presurización de gas en los tanques de almacenamiento para

mantener oxígeno fuera del sistema. – Usar índice de Ryznard 6-7.– Mantener un nivel de solución apropiado por arriba de la cama de tubería de

la rehervidora (mínimo 6 pulgadas)

Sect02.ppt Hou 12

• Se pueden ahorrar millones de dólares en gastos de energía, amina y corrosión si se tiene un analizador que mida continuamente los contenidos de H2S y CO2 en las corrientes de amina. El analizador puede ayudar la optimización de la velocidad de circulación de amina y las cargas de gas ácido para así minimizar los costos de operación.

• Los gastos de corrosión pueden ser altos por:– Reemplazo de equipo corroído– Tiempos no programados fuera de operación para realizar los

reemplazos– Interrupciones en el proceso a causa de la corrosión – Uso de metales costosos

Endulzadora de Gas Optimización del Proceso Con Instrumentación

Utilizar un analizador de Gas Acido en la endulzadora de gas puede reducir gastos.

Sect02.ppt Hou 13

• La concentración de gas ácido en el gas de carga ha cambiado

• Las temperaturas en el gas de alimentación ha cambiado

• La solución de amina pobre está muy caliente– Intercambiador cruzado y/o enfriador de amina pobre obstruido– Alta temperatura ambiental– Intercambiador cruzado y/o enfriador de amina pobre demasiado

pequeño

• Concentración muy alta o baja de amina – Falta de fuerza impulsora de equilibrio (demasiada alta)– Moles amina inadecuados para moles de H2S y CO2

• La velocidad de circulación de amina muy demasiado bajo

• Torre de contacto opera por abajo del mínimo de la proporción de capacidad instalada vs. la capacidad utilizada.

• Flujo máximo de gas excedido – Inundación del quemador e hidráulicos deficientes generando una

perdida de eficiencia

Endulzadora de Gas Identificación de Causas Raíz y Optimización

Identificación de causas raíz del “incumplimiento de las especificaciones de gas”.

Sect02.ppt Hou 14

• Carga inadecuada– Inadecuada desorción de solvente

– Vapor insuficiente en desorción – Presión alta/baja de desorción – Espumación en desorción – Solvente contaminado– Circulación por abajo del mínimo de la proporción de capacidad

instalada vs. la capacidad utilizada.– Perdida de platos o empaque tapado

– Degradación térmica– Acidos fénicos en gas de alimentación

• Solvente degradado (calor estable acumulación de sal)– Oxígeno en gas de alimentación

• Solvente contaminado/sucio

• Espumación


Identificación de causas raíz del “incumplimiento de las especificaciones de gas”. - continuación

Sect02.ppt Hou 15


Identificación de causas raíz del “incumplimiento de las especificaciones de gas”. - continuación

• Pérdida de platos de contacto o empaque tapado en el contactor – Inadecuada distribución en la torre

• Daños mecánicos – Platos colapsados/empaque quebrado– Distribuidores tapados y/o quebrados– Corrosión

Sect02.ppt Hou 16

• Ocasiona lo siguiente:– Pérdida en la capacidad de tratamiento de gas – Alto consumo de energía– Pérdidas excesivas de amina

• La espumación se genera por una combinación de condiciones y contaminantes del proceso

– Pequeñas cantidades de ciertos productos de degradación, fluidos para tratamiento de pozos, y/o hidrocarburos en la tubería fomentaran la tendencia de espumación de una solución de amina.

– Al estabilizarse la espumación, se incrementa su altura y el volumen de vacío en la torre disminuye. La caída de presión en la torre aumenta y la eficiencia de transferencia másica cae. Si no se supera con reducción en el producto de salida de gas o incremento en la circulación de amina, limitará la absorción de gases ácidos y llevará al incumplimiento de las especificaciones de gas.

• Una filtración efectiva de solución es esencial para minimizar la espumación.

– Cartuchos filtrantes eliminarán partículas finas que estabilizan la espuma.

– Carbón activado eliminará productos de degradación de amina e hidrocarburos.


Espumación.

Sect02.ppt Hou 17

• Síntomas– Caída de presión oscilante en absorción y desorción– Remanente de amina de absorbedor, desorbedor y tanque flash– Niveles de líquido oscilantes en cualquier contenedor– Reducción en la eliminación de H2S con incremento en la eliminación

de CO2

– Desorción inadecuada de solvente – Resultados positivos de la prueba de espuma

• Causas– Hidrocarburos y ácidos orgánicos

–Separación inadecuada de gas de carga–Temperatura demasiada baja de amina pobre

– Fluidos de tratamiento de pozos e inhibidores de corrosión–Inadecuada separación de carga

– Sólidos suspendidos (FeS, finos de carbón, óxido de hierro coloidal)–Filtración inadecuada

– Agua de Reposición–Se condensan los inhibidores de corrosión del vapor–Bacteria


Guía de identificación de causas raíz para “Espumación.”

Sect02.ppt Hou 18

• Pérdidas de amina deberían ser 0.1 de galón por MMPCD de gas procesado.

• Causas de pérdidas de amina:– Pérdidas mecánicas

–fugas en las conexiones en bridas/empaques de los tubos –depuraciones de la válvula de presión/línea de muestra–fugas en el intercambiador de calor–derrames o fugas del sello de la bomba–cambios frecuentes de filtro–volumen excesivo de las muestras diarias–eliminación de contenedores de la pileta de amina

– Pérdidas de Entrampado –espumación de amina–eliminador de vapor dañado o faltante–separadores de líquidos entrampados dañados –presión de la torre demasiada baja –distribuidores de amina demasiado pequeños–platos por arriba o al nivel de inundación–diámetro de la torre demasiado pequeño para el flujo de gas

– Efectos–no controlada de DEA al gas de alimentación a criogénicas–desactivación de la malla molecular alúmina


Guía de identificación de causas raíz para “Pérdidas de Amina.”

Sect02.ppt Hou 19

• Causas de pérdidas de amina - sistemas líquidos/líquidos– Velocidad del fluido > 15 gpm/ft2– Velocidad superficial del Hidrocarburo > 130 ft/hr– Velocidad superficial de Amina > 60 ft/hr– Velocidad del dispersador orificios de Hidrocarburo > 75 ft/min– Velocidad de orificios del distribuidor de Amina > 170 ft/min– Internos de la torre dañados– Concentración de Amina > 40 wt%– Baja presión del sistema – Alta temperatura del sistema

• Pérdidas de degradación – Degradación química

–Reacción con O2

– Degradación térmica–Temperaturas de superficie > 350 F–Calor estable acumulación de sal


Guía de identificación de causas raíz para “Pérdidas de Amina.”

- continuación.

Sect02.ppt Hou 20

Guía de identificación de causas raíz para “Corrosión.”

• Tipos de corrosión:– General– Galvánico (metalúrgica disimilar en conjunto)– Grieta (áreas de remanso)– Picadura– Intergranular (acero inoxidable en áreas afectadas por el calor)– Filtración selectiva– Erosión– Quebraduras por tensión

• Síntomas– Contenido alto de solución de metales (Fe, Cr, Ni, etc)– Adelgazamiento de las paredes utilizando monitoreo ultrasónico – Fugas físicas– Fallas en contenedores y tubos– Alto ritmo en testigos o probetas– Prueba positiva de corrrosividad de solución


Sect02.ppt Hou 21

• Consideración del Proceso– Carga de gas ácido en amina rica demasiado alto – Carga de gas ácido en amina pobre demasiado alto

• Baja calidad en el agua de reposición. La calidad del agua no debería exceder:– 100 ppm para el total de sólidos disueltos – 50 ppm para dureza total como ion de calcio – 2 ppm para ion de cloro – 3 ppm para ion de sodio – 3 ppm para ion de potasio – 10 ppm para ion disuelto

• Las velocidades de solución no deberían exceder:– 3 ft/sec en acero de carbón– 8 ft/sec en acero inoxidable

Ver especificaciones PemexSQ-23 parámetros

Guía de identificación de causas raíz para “Corrosión.” - continuación.


Sect02.ppt Hou 22

• Evitar lo siguiente:– Codos radiales cortos– Caída alta de presión de succión en las bombas – Metalúrgica inapropiada – Filtración inadecuada– Ubicación inapropiada de válvulas de control– Fugas laterales de succión – Temperaturas de volumen de solución > 260 F

Guía de identificación de causas raíz para “Corrosión.” - continuación.


Sect02.ppt Hou 23

Recuperadora de AzufreRecuperadora de Azufre

La función principal del proceso es eliminar H2S, convirtiendolo en azufre elemental y recuperandolo en forma de líquido o sólido.

• Parámetros Clave de Operación.– Flujo de gas ácido (H2S + CO2), mmpcd

– Estandarizar ecuación de cálculo– Porcentaje de H2S en gas ácido

– Porcentaje de H2O en gas ácido

– Flujo de aire al horno– Temperatura del horno– Temperaturas de los lechos catalíticos (entrada y salida)– Temperaturas del condensador de azufre (entrada y salida)

• Controles Clave– Relación de H2S/SO2 en gas de cola al controlar el aire:relación de gas

ácido al frente de la planta.– Análisis de SO2 a la atmósfera abajo de permisibles

• Parámetros clave que impactan el uso de energía– Temperatura óptima del horno (quemar 30% del H2S)

– Eficiencia de los convertidores catalíticos

Sect02.ppt Hou 24

• El objetivo del proceso es convertir ácido sulfhídrico (H2S) en azufre (S)

H2S + ½O2 => S + H2O

Esta reacción directa no es muy efectiva dado que la cantidad de azufre producida se reduce drásticamente por la producción de bióxido de sulfuro como reacción primaria. Para incrementar la conversión de azufre es necesario seguir un proceso de dos etapas.

1. Un reacción altamente exotérmica o combustión en un horno

H2S + 1½O2 => SO2 + H2O

Se quema aproximadamente el 30% del H2S y también se queman el 100% de los hidrocarburos

2. Una etapa de reacción catalítica - reacción Claus

2H2S + SO2 => 3S + 2H2O

Reacción global:

3H2S + 1½O2 => 3S + 3H2O

Recuperadora de Azufre Fundamentos

Proceso fundamental Claus de la Unidad Recuperadora de Azufre (URA)

Sect02.ppt Hou 25

40

60

80

100

0 400 800 1200 1600 2000 2400Temperatura, F

% C

on

vers

ión

H2S

->

S

H2S + 7 mol% HC

H2S puroHorno

Conversión Catalítica

Conversión de Azufre Vs. Temperatura

Reacciones secundarias (no deseadas) incrementan con el contenido de HC y reducen la conversión de azufre

H2S + CO2 => COS + H2O

2H2S + CO2 => CS2 + 2H2O


Sect02.ppt Hou 26

02468

101214161820

0 2 4

HC en alimentación (Mol% de C3H8)

Fo

rmac

ión

CO

S+

CS

2

(% A

zufr

e en

alim

enta

ció

n)

90% H2S

50% H2S

40% H2S

30% H2S


Impacto de hidrocarburos y % H2S en la formación de COS & CS2

Sect02.ppt Hou 27

Azufre

Horno/Hervidorde Reacción

Condensador

Rehervidor

Reactor

Condensador

Rehervidor

Reactor

Condensador

A Incineradoro limpieza T.G.

Azufre Azufre Azufre

H2S AIRE H2S AIRE H2S AIRE H2S AIRE

Directo30 - 100% H2S

Flujo Dividido 5 - 30% H2S

Reciclo de Azufre< 5% H2S

Oxidación Directa< 5% H2S

Recuperadora de Azufre Variaciones del Proceso Claus

Sect02.ppt Hou 28

1er Lecho

• Convierte COS/CS2 a H2S y CO2

• Reacción Claus para formar azufre

• Se desea hidrólisis de CO2/CS2 entre 90 - 95%.

– Operar lecho a una temperatura más alta. Salida debería alcanzar 600 - 625° F. Así que, la entrada debería ser controlada a 450 - 480°F

– Si la temperatura de entrada es 400 - 430° F, hidrólisis únicamente será el 60 - 80% conversión.

– Se pueden utilizar catalizadores aumentados en la 1era lecho para promover hidrólisis.


Operación de los Lechos Catalíticos de Conversión

Sect02.ppt Hou 29

Lechos Subsiguientes

• Operar a temperatura mínima práctica de fondo de cama para favorecer la reacción Claus.

– Controlar la temperatura de fondo de lecho al menos a 20 - 25° F más alto que el punto de condensación calculado para azufre

– Mantener la temperatura de entrada por arriba del mínimo requerido para evitar la condensación capilar del azufre en pequeños poros en el catalizador. Las temperaturas mínimas de entrada deberían ser:

– 400 - 410° F para la 2da lecho– 385 - 390° para la 3er lecho.


Operación de los Lechos Catalíticos de Conversión

Sect02.ppt Hou 30

• Normalmente se basa la cantidad de catalizador en una velocidad espacial de gas (en horas) de 750 - 1,000 scfh/ft3 de catalizador

• El Lecho catalizador es típicamente de 36 - 48” para una caída mínima de presión

• Los catalizadores deberían estar encima de una capa de 6” de un material de apoyo más grande apoyado por dos juegos de pantallas 304 SS - típicamente una malla de 8x8 sobre una malla de 4x4.

• Los termopares deberían ser proporcionados a una profundidad de lecho del 25%, 50%, 75% a intervalos cada 5 - 7 pies a lo largo del lecho catalizador.

• El convertidor debería auto-drenarse a los condensadores.

Diseño del Convertidor Catalítico


Sect02.ppt Hou 31

• Los condensadores normalmente producen 50 - 70 psig de vapor

• Las temperaturas normales de salida para un condensador de la URA son:

– 350 - 375° F para el condensador No. 1

– 310 - 330° F para el condensador No. 2/3

– 265 - 270° F para el último condensador

Para una alta recuperación es importante operar el último condensador a la más baja temperatura potencial. Por cada incremento de 10° F en la temperatura del gas de cola, podría verse un pérdida de recuperación del 0.2 - 0.3%.

• Las velocidades de los tubos deberían ser 5.5 - 6.0 lb/sec-ft2.

• Una relación de capacidad instalada a capacidad utilizada de 4:1 la hará 1.38 - 1.5 lb/sec-ft2

• Pueden darse neblinas de azufre con velocidades másicas menores a 1 - 1.2 lb/sec-ft2

Operación del Condensador de Azufre


Sect02.ppt Hou 32

• La temperatura del gas ácido de entrada influenciará el contenido de agua en el gas ácido.

• Por ejemplo, gas ácido a 100° F, 10 Psig contiene aproximadamente 4 mol% de H2O

gas ácido a 140° F, 10 Psig contiene aproximadamente 12 mol% de H2O

• Si existe un exceso de vapor de agua en la corriente de entrada

– Se reduce un poco la temperatura de flama del quemador

– El vapor de agua tiende a mover el equilibrio de la reacción de Claus en la dirección equivocada

– Se incrementa el volumen de gas de cola, del cual parte lleva más bruma de azufre y vapor.

Impacto de temperaturas de gas ácido de entrada


Sect02.ppt Hou 33

Ejemplo Indicadores de Desempeño en OperaciónEjemplo Indicadores de Desempeño en Operación

2.0

~ Objetivo

Relación H2S:SO2 en Gas de Cola

Medición

Cualquier desviación de 2.0 reducirá la recuperación de azufre

Comentarios

80 - 180°F 1era cama 25 - 60° F 2nda cama 5 - 15° F 3era cama

Incremento de temperatura a lo largo de los lechos catalíticos - basado en diseño

98.5 Porcentaje recuperación de azufre Basado en diseño

450 - 480° F 1era cama400 - 430° F 2nda cama

385 - 410° F 3era cama Temperatura en la entrada de los lechos convertidores Basado en objetivos de temperaturas de salida.

Deben cumplirse los mínimos establecidos.

Punto de condensación

+ 20 - 25 F Temperatura en la salida de los lechos convertidores

90 - 95% Conversión CS2/COS en 1er lecho Una temperatura de entrada más alta incrementa la conversión de hidrólisis.

350 - 375° F No1310 - 330° F No 2 & 3

265 - 270° F última Temperatura en la salida de condensadores

Recuperadora de Azufre Indicadores Clave de Desempeño & Impacto de Cambios a Parámetros del ProcesoLa mejora en el desempeño requiere de una cuidadosa atención a lo siguiente:

Sect02.ppt Hou 34

Efecto

Hidrocarburos pesados en el gas ácido• Recuperación de azufreFormación de COS , CS2 también incrementa

Desviación en la relación de H2S:SO2 en el gas de cola de salida del nivel 2.0

• Recuperación de azufre

Temperatura de salida del convertidor catalítico será 25 - 30° F más alto del punto de condensación de azufre esperado - muy alto o muy bajo tiene un impacto negativo

• Recuperación de azufreUna temperatura demasiado alta reduce la conversión de azufreUna temperatura demasiado baja obstruye al catalizador

Efectividad del catalizador

La velocidad másica en los tubos condensadores de azufre normalmente se encuentran dentro del rango de 3 - 8 Lb/(sec.ft2).

• La temperatura aumenta a lo largo del lecho catalítico

• Conversión de azufre • Recuperación de azufre Al darse bruma el remanente de azufre

incrementa

Causa

Temperatura de gas ácido de entrada• Recuperación de azufre Alto contenido de agua


Recuperadora de Azufre Indicadores Clave de Desempeño & Impacto de Cambios a Parámetros del Proceso

Impacto de la variación en los parámetros de operaciónImpacto de la variación en los parámetros de operación

Sect02.ppt Hou 35

• La temperatura de entrada a quemador es baja ( ±45°C)

• Relación de aire a H2S para obtener una relación de 2:1 para H2S:SO2 en la corriente de salida

• Control de temperatura de entrada a cada etapa catalítica

• Temperatura de salida de los condensadores

• Mantener temperaturas suficientemente altas en todas las líneas de proceso y líneas de purga de azufre.

Controles claves para recuperaciones óptimas.


Sect02.ppt Hou 36

• El rango de recuperación normal para las URA es de 95 - 97.5%

• Es posible una recuperación adicional si se realizan modificaciones el proceso básico, tal como MCRC o el Proceso Superclaus. Estos métodos de recuperación aumentan la recuperación total al 98.5 - 99%

• Todavía pueden resultar recuperaciones más bajas a raíz de problemas operacionales:

– Diseño inadecuado de quemador/ horno

– Envejecimiento o desactivación del catalizador

– Control inexacto de la relación de aire-a-H2S

– Pérdidas de COS/CS2

– Obstrucción de las superficies del catalizador y del intercambiador de calor

– Pérdidas excesivas en la corriente de gas de cola

Recuperaciones e Impactos.


Sect02.ppt Hou 37

• Debería proveerse un analizador de gas de cola de buena calidad y bien instalado para una operación adecuada, utilizando un control de aire en el vastago (5% flujo principal de aire) para rendir una corriente de gas de cola conteniendo una relación de H2S:SO2 de 2.0

• Un ejemplo de estos analizadores es el “Western Research Model 700 U.V. Photometric Air Demand Analyzer (ADA)”

• El analizador-controlador de producción debería funcionar como el punto de disparo para un contralor de flujo en el ciclo de aire en el vastago, es decir un control en cascada.

• Si no se utiliza algún analizador:

– Utilice un tubo Draeger No. 28101 (color azul) para determinar el valor de H2S únicamente en el gas de cola, y el tubo Draeger No. CH28201 (color café) para determinar el valor de H2S + SO2 en el gas de cola. La diferencia entre los dos valores representará el valor del SO2 y permitirá calcular la relación de H2S/SO2 . Si la relación es >2, incremento el aire del proceso; si es menor, reduzca el aire del proceso.

Sistemas de Control


Sect02.ppt Hou 38

• Las razones principales que normalmente ocasionan un paro de emergencia son:

– Alto nivel de líquido en el gas de alimentación del separador de líquido entrampado

– Bajo nivel de agua en el hervidor de desperdicios

– Baja presión de descarga de los sopladores de aire

– Falla de los escanners de flama en los quemadores

– Temperatura alta en la salida del condensador No.1

– Flujo bajo de gas ácido

– Bajo flujo de aire

Sistema de paro de emergencia de la URA


Sect02.ppt Hou 39

• Formación de carbón u hollín en los quemadores del proceso

– Ajuste aire a los quemadores

– Incremente las temperaturas de flama (considere un enriquecimiento de O2)

– Reemplace el quemador con un diseño mejorado

• Restos de hidrocarburos a la URA

– Mejore la separación del gas ácido de entrada

– Corregir problema en las unidades de amina

• Desactivación catalítica (de carbón, sales, O2, envejecimiento termal, depósito de azufre, etc.)

– Detenga la penetración de oxígeno

– Ajuste la temperatura de entrada al convertidor

Identificación de causas raíz de las URAs de Claus


Sect02.ppt Hou 40

• Baja operación de capacidad instalada a capacidad utilizada

– Lleve mejor monitoreo y control de las corrientes de alimentación y de aire

– Mejore la capacidad instalada a capacidad utilizada de los quemadores

• Hidrólisis inadecuada de COS/CS2 en la 1era cama convertidora

– Aumente las temperaturas de entrada (y salida) del 1er lecho

– Use un catalizador especial (e.j. CRS-31) para la mitad inferior del 1er lecho

• Canalizando en los lechos catalíticos

– Instale plato de impacto abajo de la brida de entrada

• Temperaturas altas de salida del condensador

– Incremente la presión de vapor para fundir y eliminar las sales

Identificación de causas raíz de las URAs de Claus - continuación.


Sect02.ppt Hou 41

• Neblinas de azufre en los condensadores

– Incremente el producto de salida por arriba de los valores mínimos críticos

– Ponga tapones en algunos tubos

• Reducción repentina en la recuperación de azufre

– Revise si hay líneas de purga tapadas

– Revise si hay sucios de hidrocarburos

– Revise la capacidad

• Reducción repentina en la temperatura de la flama

– Revise si hay cambios repentinos en los contenidos de agua, CO2 y si hay remanente masivo de hidrocarburos

• Alta caida de presión del equipo

– Revisar si están tapadas las líneas de purga y los condensadores, si hay formación de carbón en los convertidores y si hay acumulación de líquidos en los puntos bajos de la tubería.

Identificación de causas raíz de las URAs de Claus - continuación.


Sect02.ppt Hou 42

CompañíaCompañía Azufre Azufre LT/DLT/D

Tipo Tipo SR4 SR4

Limpieza de Limpieza de gas de colagas de cola

RecuperaRecuperaciónción

EmissionEmissionTPY, SO2TPY, SO2

Requerimientos de MonitoreoRequerimientos de Monitoreo

ContinuoContinuo Prueba de Prueba de chimenea chimenea

Shell 800 3 claus Scot 99.7 1,962 SO2 sí

ARCO 395 Locat — 99.97 <0.1 ninguno sí

Darenco 127 claus Stretford 99.7 7.9 Continuo sí

Getty 180 claus Scot 99.8 298 SO2 sí

Delhi 100 claus Scot 99.7 245 SO2 sí

Amerada Hess 80 CBA — 98.5 1016 ninguno sí

Marathon 60 MCRC — 96-98.5 490 ninguno sí

Requerimientos reguladores - históricos permitidos para Requerimientos reguladores - históricos permitidos para la recuperación de azufre en Plantas de Gas (Texas)la recuperación de azufre en Plantas de Gas (Texas)

Las regulaciones ambientales se están volviendo más estrictas. Los requerimientos para la recuperación de azufre en plantas estadounidenses están por arriba del 99.5% para grandes unidades.

Sect02.ppt Hou 43

Plantas de HidrocarburosPlantas de Hidrocarburos

> 50 LTD

> 20 to 50 LTD

> 10 to 20 LTD

> 2 to 10 LTD

Recuperaciones reguladoras esperadas (%)Recuperaciones reguladoras esperadas (%)

Instalaciones ModificadasInstalaciones Modificadas

99.8+

98.5 - 99.8

97.5 - 98.5

96

Instalaciones NuevasInstalaciones Nuevas

99.8+

99.8+

98.5 - 99.8

96.0 - 98.5

Lineamientos reguladores generales para la recuperación de azufre.

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