Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los mercaptanos (RSH), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc. el endulzamiento del gas natural es un procedimiento para quitar lo amargo del gas, para que pueda ser utilizado para varias cosas, como medicamentos cosméticos, etc.
es parte de los tratamientos que se les da al gas, para su comercialización e industrialización
1) El documento describe los componentes típicos del gas natural, incluyendo metano, etano y propano, así como contaminantes como H2S y CO2. 2) Explica los procesos de tratamiento e industrialización del gas natural, incluyendo deshidratación, endulzamiento, fraccionamiento y extracción de líquidos. 3) Señala que el tratamiento es importante para proteger las instalaciones y garantizar la seguridad durante el transporte y procesamiento del gas.
Tratamiento del gas natural : deshidratación , endulzamiento, otros .Rodrigo Guevara Guevara
Este documento describe los procesos involucrados en el procesamiento de gas natural, incluyendo la deshidratación de gas con glicol, la eliminación de H2S y CO2, y la recuperación de azufre. Explica que el gas natural se purifica a través de etapas como la separación de gas ácido, deshidratación, captura de líquidos, y compresión. También describe métodos comunes como la absorción con glicol, adsorción con tamices moleculares, y lechos sólidos de óxido de hierro para
Este documento describe el proceso de endulzamiento de gas natural mediante el uso de aminas. Explica las diferentes aminas utilizadas como la MEA, DEA y MDEA y sus propiedades. También describe los equipos clave del proceso como la torre de contacto, el hervidor y la torre regeneradora. El objetivo del proceso es remover los gases ácidos como H2S y CO2 del gas natural para cumplir con las especificaciones requeridas.
Este documento trata sobre el proceso de endulzamiento del gas natural, el cual implica la remoción de gases ácidos como el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. Explica diferentes métodos para realizar este proceso, como la absorción con solventes químicos como las aminas, la adsorción utilizando lechos sólidos, y la conversión directa. También describe problemas operacionales y de corrosión que se presentan, así como factores a considerar para seleccionar el método de endulzamiento más adecuado.
Los contaminantes más indeseables que se encuentran en el gas natural son el CO2 y los compuestos sulfurosos como el sulfuro de hidrógeno (H2S), los mercaptanos (RSH), el sulfuro de carbonilo (COS), los disulfuros (RSSR), etc. el endulzamiento del gas natural es un procedimiento para quitar lo amargo del gas, para que pueda ser utilizado para varias cosas, como medicamentos cosméticos, etc.
es parte de los tratamientos que se les da al gas, para su comercialización e industrialización
1) El documento describe los componentes típicos del gas natural, incluyendo metano, etano y propano, así como contaminantes como H2S y CO2. 2) Explica los procesos de tratamiento e industrialización del gas natural, incluyendo deshidratación, endulzamiento, fraccionamiento y extracción de líquidos. 3) Señala que el tratamiento es importante para proteger las instalaciones y garantizar la seguridad durante el transporte y procesamiento del gas.
Tratamiento del gas natural : deshidratación , endulzamiento, otros .Rodrigo Guevara Guevara
Este documento describe los procesos involucrados en el procesamiento de gas natural, incluyendo la deshidratación de gas con glicol, la eliminación de H2S y CO2, y la recuperación de azufre. Explica que el gas natural se purifica a través de etapas como la separación de gas ácido, deshidratación, captura de líquidos, y compresión. También describe métodos comunes como la absorción con glicol, adsorción con tamices moleculares, y lechos sólidos de óxido de hierro para
Este documento describe el proceso de endulzamiento de gas natural mediante el uso de aminas. Explica las diferentes aminas utilizadas como la MEA, DEA y MDEA y sus propiedades. También describe los equipos clave del proceso como la torre de contacto, el hervidor y la torre regeneradora. El objetivo del proceso es remover los gases ácidos como H2S y CO2 del gas natural para cumplir con las especificaciones requeridas.
Este documento trata sobre el proceso de endulzamiento del gas natural, el cual implica la remoción de gases ácidos como el dióxido de carbono y el sulfuro de hidrógeno. Explica diferentes métodos para realizar este proceso, como la absorción con solventes químicos como las aminas, la adsorción utilizando lechos sólidos, y la conversión directa. También describe problemas operacionales y de corrosión que se presentan, así como factores a considerar para seleccionar el método de endulzamiento más adecuado.
Introduction High temperature shift Catalysts
Low temperature shift catalysts
Catalyst storage, handling, charging and discharging
Health and safety precautions
Reduction and start-up of high temperature shift catalysts
Operation of high temperature shift catalysts
Reduction and start-up of low temperature shift catalysts
Operation of low temperature shift catalysts
This document provides information on the design, operation, fabrication, and installation of a secondary reformer used in the ammonia synthesis process. The secondary reformer improves methane conversion through combustion and catalytic reforming of methane and steam at temperatures between 1500-950°C. It is designed to minimize pressure drops and maximize mixing and methane conversion. The reformer components are made of specialized alloy that is heat treated for oxidation and creep resistance during welding and installation.
Amine Gas Treating Unit - Best Practices - Troubleshooting Guide Gerard B. Hawkins
Amine Gas Treating Unit Best Practices - Troubleshooting Guide for H2S/CO2 Amine Systems
Contents
Process Capabilities for gas treating process
Typical Amine Treating
Typical Amine System Improvements
Primary Equipment Overview
Inlet Gas Knockout
Absorber
Three Phase Flash Tank
Lean/Rich Heat Exchanger
Regenerator
Filtration
Amine Reclaimer
Operating Difficulties Overview
Foaming
Failure to Meet Gas Specification
Solvent Losses
Corrosion
Typical Amine System Improvements
Degradation of Amines and Alkanolamines during Sour Gas Treating
APPENDIX
Best Practices - Troubleshooting Guide
Este documento describe el proceso de deshidratación de gas natural mediante adsorción. Explica los conceptos clave como la formación de hidratos, los tipos de desecantes como tamices moleculares y su capacidad de adsorción. También cubre el diseño de un sistema de deshidratación incluyendo parámetros como caudal de gas, tamaño de lecho, regeneración y cálculos térmicos. Finalmente, analiza la operación óptima de una planta de tamices moleculares basada en pruebas de saturación.
Este documento describe los procesos de deshidratación de gas natural. Explica que el gas natural extraído contiene agua que puede condensarse y causar problemas como la formación de hidratos y corrosión. Luego describe varias técnicas de deshidratación como la expansión de presión, absorción, inyección de metanol y adsorción.
Equipos industriales Del proceso del gasLuis Saavedra
El documento describe varios equipos e instalaciones utilizados en procesos industriales petroleros. Menciona arboles de producción, estranguladores, manifolds de entrada, golpeadores de líquidos, aeroenfriadores, separadores, bombas, hornos, tanques de almacenamiento, válvulas, chillers, torres contactoras, torres regeneradoras y generadores. Explica brevemente el propósito y características de cada uno de estos equipos.
A continuación se presenta información referente a los diversos procesos que se pueden emplear para deshidratar el gas natural. Esto con la finalidad de cumplir con la asignación del 10% del segundo corte de la cátedra Tratamiento de Gas.
101 Things That Can Go Wrong on a Primary Reformer - Best Practices GuideGerard B. Hawkins
This document discusses common problems that can occur in primary reformers and associated equipment. It identifies issues that can lead to plant shutdowns or efficiency losses, grouping them under catalysts, tubes, furnace boxes, burners, flue gas ducts, headers, and refractories. Some examples discussed include carbon formation, tube overheating, flame impingement, leaks in air preheaters, combustion air maldistribution, and damage to coffins. The document provides an overview of these issues to improve plant reliability over its lifespan.
Gas acido, contaminante del gas natural, efectos de los contaminantes del gas natural, proceso de endulzamiento del gas natural, tipos de endulzamiento del gas natural, endulzamiento con amina, endulzamieto con carbonatos, proceso de absorcion fisica, planta venezolana de endulzamiento
Este documento proporciona un resumen de las operaciones de la planta Dewpoint Margarita de Repsol. La planta trata el gas natural extraído de los pozos para remover agua, sales y otros contaminantes antes de la venta. El proceso incluye separación, deshidratación, ajuste de punto de rocío y compresión. La planta actualmente procesa 82,890 MMSCFD de gas y 4,165 BBLD de condensado diariamente.
Catalytic Reactions in Catalytic Reforming
Catalytic Reforming Reactions
Sulfur Related Problems
Effects of Sulfur in Catalytic Reforming
Reactions in Catalytic Reforming
Catalytic Reforming Catalysts
Effect of Sulfur on Catalytic Reforming Catalysts
Catalytic Reformer Efficiency
VULCAN Sulfur Guards
VULCAN Sulfur Guards for Catalytic Reformers
VULCAN Guard Installation Protects Isomerization Catalysts
Liquid Phase vs Gas Phase: Relative Advantages
Liquid Phase Treating
Which active metal is best?
Thiophenes and Nickel Sulfur Guards
Sulfiding mechanisms with reduced metals
Thiophene adsorption on nickel
Advantages of Cu/Zn Over Nickel Sulfur Guards
Copper oxide vs Nickel
Nickel Sulfur Guards
Manganese Sulfur Guards
Este documento trata sobre la formación de espuma en plantas de aminas. Explica que la espuma se origina debido a cambios en las propiedades de la superficie del líquido, como una baja tensión superficial, causada por contaminantes. Estos contaminantes incluyen productos de corrosión, hidrocarburos, aceites y productos de degradación de la amina. La espuma causa problemas operativos como una reducción en la capacidad de procesamiento y pérdidas de amina. Para prevenir espuma, es importante el diseño adecuado de
El documento describe los requerimientos de calidad para el gas natural boliviano según el reglamento de distribución de gas natural por redes de Bolivia. Explica los componentes indeseables como H2S y CO2 y sus efectos en la corrosión y salud humana. También describe el proceso de endulzamiento para remover estos componentes ácidos usando aminas en una planta de endulzamiento de gas natural típica.
Los métodos térmicos de recobro mejorado engloban la inyección de vapor, agua caliente y la combustión in situ, siendo la inyección de vapor el método mas utilizado a nivel mundial y el que mayor factor de recobro reporta. Existen dos aplicaciones de esta tecnología: Inyección alternada o cíclica e inyección continua.
(HTS) High Temperature Shift Catalyst (VSG-F101) - Comprehensiev OverviewGerard B. Hawkins
The document discusses improvements in high temperature shift catalysts. It describes the characteristics and operational issues of traditional HTS catalysts and how the new VULCAN Series VSG-F101 catalyst has addressed these issues through modifications to its microstructure and composition. The VSG-F101 has shown improved activity, strength, and resistance to thermal and mechanical stresses during plant upsets compared to previous catalysts.
Low Temperature Shift Catalyst Reduction Procedure
VSG-C111 as supplied contains copper oxide; it is activated for the low temperature shift duty by reducing the copper oxide component to metallic copper with hydrogen. The reaction is highly exothermic. In order to achieve maximum activity, good performance and long life, it is essential that the reduction is conducted under correctly controlled conditions. Great care must be taken to avoid thermal damage during this critical operation.
El documento describe varios procesos para la deshidratación del gas natural, incluyendo la absorción, adsorción y refrigeración. La absorción usa un solvente líquido como el trietilenglicol para remover el agua del gas. La adsorción usa sólidos porosos como la alúmina para adsorber el agua. La refrigeración enfría el gas para condensar y separar el agua. La deshidratación es necesaria para prevenir la formación de hidratos y la corrosión en las tuberías de transporte de gas.
El documento describe el proceso Claus para la recuperación de azufre de gases de refinería. El proceso Claus consiste en una combustión parcial seguida de reacciones catalíticas para convertir H2S en azufre elemental. El rendimiento máximo es del 95% con un solo paso, pero procesos de dos etapas como Claus modificado o oxidación directa pueden lograr hasta el 98%.
El documento describe el proceso de cracking térmico de hidrocarburos. Este proceso involucra la descomposición térmica de moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas a altas temperaturas. Se explican conceptos como el equilibrio termodinámico, la cinética de reacción, los productos obtenidos y el mecanismo de reacción en cadena que involucra la formación y propagación de radicales libres. También se describen variables como la temperatura, tiempo de residencia y tipo de carga, así como
El documento describe los procesos de procesamiento de gas natural para purificarlo, incluyendo la
deshidratación, desulfurización y criogenización. La deshidratación elimina el agua del gas usando
absorción con glicol o adsorción con desecantes. La desulfurización usa procesos de absorción química,
física o híbridos para remover compuestos de azufre. Las plantas criogénicas producen gas natural líquido a
bajas temperaturas para facilitar su almacenamiento y transport
El documento describe los procesos de tratamiento del gas natural para cumplir con los estándares de calidad requeridos. Estos procesos incluyen la remoción de condensados, endulzamiento para eliminar H2S y CO2 usando procesos químicos o físicos, y deshidratación para remover agua usando absorción o adsorción. El objetivo es producir un gas dulce que sea seguro para transporte y uso.
Introduction High temperature shift Catalysts
Low temperature shift catalysts
Catalyst storage, handling, charging and discharging
Health and safety precautions
Reduction and start-up of high temperature shift catalysts
Operation of high temperature shift catalysts
Reduction and start-up of low temperature shift catalysts
Operation of low temperature shift catalysts
This document provides information on the design, operation, fabrication, and installation of a secondary reformer used in the ammonia synthesis process. The secondary reformer improves methane conversion through combustion and catalytic reforming of methane and steam at temperatures between 1500-950°C. It is designed to minimize pressure drops and maximize mixing and methane conversion. The reformer components are made of specialized alloy that is heat treated for oxidation and creep resistance during welding and installation.
Amine Gas Treating Unit - Best Practices - Troubleshooting Guide Gerard B. Hawkins
Amine Gas Treating Unit Best Practices - Troubleshooting Guide for H2S/CO2 Amine Systems
Contents
Process Capabilities for gas treating process
Typical Amine Treating
Typical Amine System Improvements
Primary Equipment Overview
Inlet Gas Knockout
Absorber
Three Phase Flash Tank
Lean/Rich Heat Exchanger
Regenerator
Filtration
Amine Reclaimer
Operating Difficulties Overview
Foaming
Failure to Meet Gas Specification
Solvent Losses
Corrosion
Typical Amine System Improvements
Degradation of Amines and Alkanolamines during Sour Gas Treating
APPENDIX
Best Practices - Troubleshooting Guide
Este documento describe el proceso de deshidratación de gas natural mediante adsorción. Explica los conceptos clave como la formación de hidratos, los tipos de desecantes como tamices moleculares y su capacidad de adsorción. También cubre el diseño de un sistema de deshidratación incluyendo parámetros como caudal de gas, tamaño de lecho, regeneración y cálculos térmicos. Finalmente, analiza la operación óptima de una planta de tamices moleculares basada en pruebas de saturación.
Este documento describe los procesos de deshidratación de gas natural. Explica que el gas natural extraído contiene agua que puede condensarse y causar problemas como la formación de hidratos y corrosión. Luego describe varias técnicas de deshidratación como la expansión de presión, absorción, inyección de metanol y adsorción.
Equipos industriales Del proceso del gasLuis Saavedra
El documento describe varios equipos e instalaciones utilizados en procesos industriales petroleros. Menciona arboles de producción, estranguladores, manifolds de entrada, golpeadores de líquidos, aeroenfriadores, separadores, bombas, hornos, tanques de almacenamiento, válvulas, chillers, torres contactoras, torres regeneradoras y generadores. Explica brevemente el propósito y características de cada uno de estos equipos.
A continuación se presenta información referente a los diversos procesos que se pueden emplear para deshidratar el gas natural. Esto con la finalidad de cumplir con la asignación del 10% del segundo corte de la cátedra Tratamiento de Gas.
101 Things That Can Go Wrong on a Primary Reformer - Best Practices GuideGerard B. Hawkins
This document discusses common problems that can occur in primary reformers and associated equipment. It identifies issues that can lead to plant shutdowns or efficiency losses, grouping them under catalysts, tubes, furnace boxes, burners, flue gas ducts, headers, and refractories. Some examples discussed include carbon formation, tube overheating, flame impingement, leaks in air preheaters, combustion air maldistribution, and damage to coffins. The document provides an overview of these issues to improve plant reliability over its lifespan.
Gas acido, contaminante del gas natural, efectos de los contaminantes del gas natural, proceso de endulzamiento del gas natural, tipos de endulzamiento del gas natural, endulzamiento con amina, endulzamieto con carbonatos, proceso de absorcion fisica, planta venezolana de endulzamiento
Este documento proporciona un resumen de las operaciones de la planta Dewpoint Margarita de Repsol. La planta trata el gas natural extraído de los pozos para remover agua, sales y otros contaminantes antes de la venta. El proceso incluye separación, deshidratación, ajuste de punto de rocío y compresión. La planta actualmente procesa 82,890 MMSCFD de gas y 4,165 BBLD de condensado diariamente.
Catalytic Reactions in Catalytic Reforming
Catalytic Reforming Reactions
Sulfur Related Problems
Effects of Sulfur in Catalytic Reforming
Reactions in Catalytic Reforming
Catalytic Reforming Catalysts
Effect of Sulfur on Catalytic Reforming Catalysts
Catalytic Reformer Efficiency
VULCAN Sulfur Guards
VULCAN Sulfur Guards for Catalytic Reformers
VULCAN Guard Installation Protects Isomerization Catalysts
Liquid Phase vs Gas Phase: Relative Advantages
Liquid Phase Treating
Which active metal is best?
Thiophenes and Nickel Sulfur Guards
Sulfiding mechanisms with reduced metals
Thiophene adsorption on nickel
Advantages of Cu/Zn Over Nickel Sulfur Guards
Copper oxide vs Nickel
Nickel Sulfur Guards
Manganese Sulfur Guards
Este documento trata sobre la formación de espuma en plantas de aminas. Explica que la espuma se origina debido a cambios en las propiedades de la superficie del líquido, como una baja tensión superficial, causada por contaminantes. Estos contaminantes incluyen productos de corrosión, hidrocarburos, aceites y productos de degradación de la amina. La espuma causa problemas operativos como una reducción en la capacidad de procesamiento y pérdidas de amina. Para prevenir espuma, es importante el diseño adecuado de
El documento describe los requerimientos de calidad para el gas natural boliviano según el reglamento de distribución de gas natural por redes de Bolivia. Explica los componentes indeseables como H2S y CO2 y sus efectos en la corrosión y salud humana. También describe el proceso de endulzamiento para remover estos componentes ácidos usando aminas en una planta de endulzamiento de gas natural típica.
Los métodos térmicos de recobro mejorado engloban la inyección de vapor, agua caliente y la combustión in situ, siendo la inyección de vapor el método mas utilizado a nivel mundial y el que mayor factor de recobro reporta. Existen dos aplicaciones de esta tecnología: Inyección alternada o cíclica e inyección continua.
(HTS) High Temperature Shift Catalyst (VSG-F101) - Comprehensiev OverviewGerard B. Hawkins
The document discusses improvements in high temperature shift catalysts. It describes the characteristics and operational issues of traditional HTS catalysts and how the new VULCAN Series VSG-F101 catalyst has addressed these issues through modifications to its microstructure and composition. The VSG-F101 has shown improved activity, strength, and resistance to thermal and mechanical stresses during plant upsets compared to previous catalysts.
Low Temperature Shift Catalyst Reduction Procedure
VSG-C111 as supplied contains copper oxide; it is activated for the low temperature shift duty by reducing the copper oxide component to metallic copper with hydrogen. The reaction is highly exothermic. In order to achieve maximum activity, good performance and long life, it is essential that the reduction is conducted under correctly controlled conditions. Great care must be taken to avoid thermal damage during this critical operation.
El documento describe varios procesos para la deshidratación del gas natural, incluyendo la absorción, adsorción y refrigeración. La absorción usa un solvente líquido como el trietilenglicol para remover el agua del gas. La adsorción usa sólidos porosos como la alúmina para adsorber el agua. La refrigeración enfría el gas para condensar y separar el agua. La deshidratación es necesaria para prevenir la formación de hidratos y la corrosión en las tuberías de transporte de gas.
El documento describe el proceso Claus para la recuperación de azufre de gases de refinería. El proceso Claus consiste en una combustión parcial seguida de reacciones catalíticas para convertir H2S en azufre elemental. El rendimiento máximo es del 95% con un solo paso, pero procesos de dos etapas como Claus modificado o oxidación directa pueden lograr hasta el 98%.
El documento describe el proceso de cracking térmico de hidrocarburos. Este proceso involucra la descomposición térmica de moléculas grandes de hidrocarburos en moléculas más pequeñas a altas temperaturas. Se explican conceptos como el equilibrio termodinámico, la cinética de reacción, los productos obtenidos y el mecanismo de reacción en cadena que involucra la formación y propagación de radicales libres. También se describen variables como la temperatura, tiempo de residencia y tipo de carga, así como
El documento describe los procesos de procesamiento de gas natural para purificarlo, incluyendo la
deshidratación, desulfurización y criogenización. La deshidratación elimina el agua del gas usando
absorción con glicol o adsorción con desecantes. La desulfurización usa procesos de absorción química,
física o híbridos para remover compuestos de azufre. Las plantas criogénicas producen gas natural líquido a
bajas temperaturas para facilitar su almacenamiento y transport
El documento describe los procesos de tratamiento del gas natural para cumplir con los estándares de calidad requeridos. Estos procesos incluyen la remoción de condensados, endulzamiento para eliminar H2S y CO2 usando procesos químicos o físicos, y deshidratación para remover agua usando absorción o adsorción. El objetivo es producir un gas dulce que sea seguro para transporte y uso.
Este documento proporciona información sobre el gas natural, incluyendo su composición, clasificación, procesamiento, transporte y usos. El gas natural se extrae de reservas subterráneas y consiste principalmente en metano. Su procesamiento incluye la remoción de condensados, endulzamiento, recuperación de azufre, deshidratación y separación de líquidos. Puede transportarse a través de gasoductos o licuarse para su transporte en buques tanques. Un uso importante es la generación eléctrica a través de cic
Este documento trata sobre la deshidratación por adsorción usando tamices moleculares. Explica aspectos generales como el proceso de adsorción, los materiales adsorbentes como alúmina, geles y tamices moleculares. También describe las características operativas como el rango operativo, la deshidratación obtenida y la regeneración del adsorbente. Finalmente, analiza las variables del proceso como la carga de agua, el ciclo de secado y la optimización de parámetros.
Tratamiento del gas natural paul resumencarlita_daher
Este documento describe los diferentes sistemas y procesos para el tratamiento del gas natural para eliminar impurezas como el agua, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno. Se dividen los procesos en cinco categorías: absorción química, absorción física, híbridos, conversión directa y lecho seco. Los procesos de absorción química, como los procesos con aminas, son los más comunes. El documento también cubre conceptos como la deshidratación del gas, dimensionamiento de equipos y consideraciones de dise
El procesamiento de gas es una parte integral del proceso de explotación en todos los campos petroleros del mundo. Ofrecemos un amplio abanico de servicios en nuestro portafolio; el desarrollo de ingeniería y proyectos llave en mano incluyendo servicios de procura, construcción, instalación, operación y mantenimiento de infraestructura.
El documento describe varios programas insignia de una fundación enfocados en el desarrollo social y ambiental. Los programas incluyen Tetrahouse, que recicla envases plásticos y construye casas; Tortugas Fundación Yepez, que protege tortugas marinas; y Todos a la Cultura, un grupo que promueve el arte y la cultura. En 2015, los programas lograron resultados como reciclar 4500 envases plásticos, reincorporar 1000 tortugas a la naturaleza, y ofrecer talleres de arte y sensibilización.
The Claus process is the industry standard and so the most
significant gas desulfurizing process, recovering elemental sulfur
from gaseous hydrogen sulfide.
The process is commonly referred to as a sulfur recovery unit
(SRU) and is very widely used to produce sulfur from the
hydrogen sulfide found in raw natural gas and from the by-product
sour gases containing hydrogen sulfide derived from refining
petroleum crude oil and other industrial facilities.
There are many hundreds of Claus sulfur recovery units in
operation worldwide.
In fact, the vast majority of the 68,000,000 metric tons of sulfur
produced worldwide in one year is by-product sulfur from
petroleum refining and natural gas processing plants.
1) Los separadores son dispositivos importantes en la industria petrolera que separan el petróleo, gas y agua. 2) Los acumuladores almacenan energía eléctrica mediante procesos electroquímicos reversibles y la devuelven cuando es necesaria. 3) Los golpeadores de líquidos capturan grandes cantidades de gas o líquido ("babosas") que salen de las tuberías de manera imprevista para evitar sobrecargar el equipo de procesamiento.
Este documento describe el proceso de fraccionamiento de gas natural en Bolivia. La nueva planta separadora de líquidos en Yacuiba procesará 32 millones de metros cúbicos de gas natural por día para producir más de 3,000 toneladas de etano, 2,200 toneladas de GLP y 1,600 barriles de gasolina natural diariamente. El etano se usará para la industrialización interna y el GLP se exportará principalmente, mientras que la planta generará $872 millones en ingresos anuales de la comercialización de los
Foro universitario 2013, Ingenierías en el desarrollo, operación y mantenimie...LTDH2013
Este documento resume la infraestructura de ductos de Pemex Gas para el transporte de gas natural, gas LP y petroquímicos. Describe la cadena industrial de Pemex Gas, incluyendo la extracción, procesamiento, transporte y comercialización de gas natural y sus derivados. Explica que Pemex Gas utiliza ingenierías tradicionales y nuevas para el desarrollo, operación y mantenimiento de más de 12,000 km de ductos, y planea expandir su capacidad de transporte en los próximos años para satisfacer la creciente demanda.
Este documento trata sobre los tamices moleculares, sus características y su uso en procesos como la deshidratación y endulzamiento de gas natural. Explica brevemente la historia de los tamices moleculares, cómo funcionan, las variables de operación y problemas comunes. Además, incluye ejemplos de proyectos de aplicación y costos típicos de diferentes tipos de tamices.
El documento presenta información sobre el proceso de destilación para la separación de compuestos de los líquidos de gas natural. Describe que la destilación es un proceso mediante el cual se logra fraccionar una mezcla multicomponente en sus compuestos individuales a través del uso de torres de fraccionamiento. Explica los pasos básicos para realizar cálculos de diseño de torres fraccionadoras como determinar la presión de operación, calcular el número mínimo de etapas y la relación de reflujo mínima.
El documento describe las propiedades y composición del gas natural. Se define como una mezcla de hidrocarburos livianos como el metano que se acumula en yacimientos subterráneos. Puede contener sustancias como H2S y CO2. Su procesamiento busca ajustar la composición a estándares de calidad.
Pemex Gas y Petroquímica Básica tiene el objetivo de procesar gas natural para obtener derivados como gas natural, gas LP y petroquímicos básicos. El documento describe la situación actual del Complejo Procesador de Gas en Reynosa, incluyendo sus plantas de absorción, fraccionamiento de solventes, servicios auxiliares y el proyecto Reynosa 2000 para ampliar la capacidad de procesamiento.
O documento discute o gás natural, definindo-o como um combustível fóssil formado por camadas de animais e vegetais soterrados. Explora sua regulamentação no Brasil, obtenção, usos como combustível em indústrias e veículos, ocorrências no Brasil e mundialmente, e impactos ambientais como sua queima mais limpa versus ser um recurso não renovável.
Este documento trata sobre la seguridad en el diseño y operación de plantas de gas natural licuado (GNL). Explica que la industria del GNL tiene más de 40 años de experiencia operando plantas de forma segura. También describe las normativas de seguridad aplicables, los sistemas de detección y protección contra incendios, y los análisis de riesgo que se realizan para minimizar los peligros asociados con el GNL.
O documento fornece um resumo da cadeia produtiva do gás natural, desde sua extração em poços até sua distribuição para consumidores. Detalha as etapas de prospecção, produção, transporte, armazenamento e distribuição de gás natural. Também discute os principais usos do gás natural e as oportunidades profissionais nessa indústria no Brasil.
Gas Natural surgió en 1991 de la fusión de varias empresas gasistas españolas. Comenzó su expansión internacional en 1992 entrando en el mercado argentino y posteriormente en Brasil, México y Colombia en 1997, afianzando su presencia en América Latina. Tras varios intentos fallidos de fusión con empresas eléctricas, en 2009 adquirió Unión Fenosa consolidando sus negocios en gas y electricidad.
El documento describe un análisis del proceso de deshidratación con glicol. Se menciona que hay 3 plantas de 70 MMpcnd cada una y se presenta un cálculo matemático de 52 + 15,6 dividido por 52.
Lecciones aprendidas de deshidratación de gasormelquev
Este documento describe cómo los deshidratadores de glicol utilizados en la industria de gas natural a menudo circulan trietilenglicol (TEG) a tasas excesivas, lo que causa emisiones innecesarias de metano. Reducir las tasas de circulación del TEG y agregar depósitos separadores de líquidos puede capturar más metano de manera rentable, ahorrando dinero y reduciendo las emisiones.
El documento describe los hidratos de gas, que son cristales formados por moléculas de agua y gas atrapadas dentro. Los hidratos de gas se forman naturalmente en grandes cantidades en el fondo del mar y regiones polares bajo altas presiones y bajas temperaturas, y contienen enormes volúmenes de metano. Si bien inicialmente se consideraban una curiosidad, ahora se reconocen como un potencial recurso energético masivo.
Deshidratación del gas natural sistema gas-aguaormelquev
El documento describe el comportamiento del sistema agua-gas natural. Explica que el gas natural extraído contiene agua, y que los cambios de presión y temperatura pueden hacer que se condense y forme hidratos, lo que causa obstrucciones. También detalla métodos para medir el contenido de agua, condiciones para la formación de hidratos, y técnicas para deshidratar el gas como la inyección de metanol.
Programa Para CáLculo De Propiedades Del Gas Gpsa Gas Propormelquev
This document provides an engineering design calculation for gas properties using the GPSA Engineering Data Book in SI units. It includes a table with the mole percentages and molecular weights of components in a gas mixture. Various thermodynamic properties of the gas are then calculated, including heating values, compressibility, density, heat capacity, viscosity, enthalpy and entropy. The values are presented in both SI and US customary units.
This document appears to be a random string of numbers without any context or meaning. It does not contain any essential information that could be summarized in 3 sentences or less.
El documento introduce conceptos básicos sobre el gas natural, incluyendo diferentes tipos de gas según su composición como gas ácido, dulce, rico o pobre. Explica términos como condensado, relación gas-petróleo y GPM. Luego presenta la composición típica de gases de campos bolivianos y los rangos encontrados. Finalmente, describe brevemente la cromatografía de gases y sus usos para analizar la composición del gas natural.
1. CARRERA DE INGENIERÍA PETROLERA Tecnología del Gas II 2do. SEMESTRE - 2010 Endulzamiento del Gas Natural Ing. Orlando Julián Melgar Quevedo Diplomado en Educación Superior
2. Contenido Las Aminas 1 Proceso de Endulzamiento Diseño y Parametrización 2 Equipos de Endulzamiento 3 Problemas de Operación 4
3. La Aminas LAS ALCANOLAMINAS SON, DESDE 1930, LOS SOLVENTES DE MAYOR ACEPTACION Y AMPLIA UTILIZACION PARA LA ABSORCION DE H2S Y CO2 DEL GAS CALOR CALOR
4. La Aminas MAS REACTIVA MONOETANOLAMINA (MEA) DIETANOLAMINA (DEA) DIISOPROPANOL AMINA (DIPA) DIGLICOLAMINA (DGA) METILDIETANOLAMINA (MDEA) MENOS REACTIVA
5. Las Aminas H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H Grupo “ol” OH C C N MONO ETANOL AMINA Grupo “Amino” OH C C OH C C C N N OH C C DI-ISO PROPANOL AMINA OH C C C DI ETANOL AMINA
6. H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H H Las Aminas METIL DI ETANOL AMINA OH C C N C OH C C OH C C N O C C DI GLICOL AMINA
9. Las Aminas PUNTO DE CONGELAMIENTO DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA GRAVEDAD ESPECIFICA DE SOLUCIONES DE AMINA EN AGUA
10. LAS AMINAS MEA FUE DURANTE MUCHO TIEMPO LA AMINA MAS UTILIZADA -> ALTAMENTE REACTIVA A PARTIR DE 1950-1960, DEA SUSTITUYE A MEA POR RESISTENCIA A DEGRADACION CON AZUFRADOS -> CORROSION DGA UTILIZADA EN GRANDES CAUDALES DEBIDO A ↑ CONCENTRACION AUN CUANDO SE DEGRADA CON AZUFRADOS. PROCESO PROPIETARIO DIPA UTILIZADA EN SHELL SULFINOLTM. PROCESO PROPIETARIO. SELECTIVA H2S MDEA MAS UTILIZADA (80’s) -> SELECTIVIDAD, REQUERIMIENTO ENERGETICO Y BAJA TENDENCIA A DEGRADACION
11. ESQUEMA DE PROCESO TRADICIONAL Gas Dulce Filtros Gas ácido Separador de salida Condensador reflujo Bomba reflujo Enfriador de amina Bomba amina Contactor Reclaimer (opcional) Gas combustible Gas agrio HX amina rica/pobre Tanque flash Rehervidor Amina Rica Separador de entrada
12. ESQUEMA DE PROCESO SPLIT FLOW Gas Dulce Gas ácido Separador de salida Condensador reflujo Solución pobre Tambor reflujo Bomba reflujo Contactor Solución semi-pobre Gas agrio Reclaimer (opcional) Rehervidor Tanque flash Amina Rica Separador de entrada
13. ESQUEMA DE PROCESO SPLIT FLOW VENTAJAS: AHORRO CONSIDERABLE EN ENERGIA MAYOR SELECTIVIDAD AL H2S DESVENTAJAS: MAYOR # PLATOS REGENERACION STRIPPER Y REGENERADOR MAS COMPLICADOS MAYOR # EQUIPOS ALTO COSTO ENERGIA ALTO % H2S: 10-15% ALTO CAUDAL: > 200 MMscfd
14. Gas Dulce Filtros 104 oC 220 oF Separador de salida 38 oC 100oF 40,5 oC 105 oF 93 oC 200 oF Agua 1,5 Bara 22 psia 79 oC 174 oF Contactor 23 platos Regenerador 18 platos Reclaimer (opcional) 32 oC 90 oF C1,C2,C3 Tanque flash 4,1 Bara 60 psia Rehervidor 116 oC 240 oF Amina Rica 58 oC 136 oF EL PROCESO: MEA / DEA FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and SulfurRecovery
15. EL PROCESO : DGA MEDIO ORIENTE A flare PC PCV Filtro 1,9 Bara 27 psia 100 oC 212 oF 11 Bara 160 psia FC 60 oC 140 oF Gas dulce a compresión 93 oC 200 oF Agua de reposición 60 oC 140 oF Regenerador 21 platos FCV Contactor 23 platos Sidecooler Vapor 5 bar 70 psia PCV FCV 32 oC 90 oF 2,3 Bara 33 psia 182-193 oC 360-380 oF Tanque flash LC LC 120 oC 260 oF TCV LV 85 oC 185 oF Amina Rica FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and SulfurRecovery
16. EL PROCESO : DGA MEDIO ORIENTE FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and SulfurRecovery
17. EL PROCESO: MDEA ACTIVADA Filtros 15,4 MM 120 oF 8 psig 92 % CO2 337 MM 132 oF 1240 psig 1 % CO2 397 gpm 125 oF 60 psig 212 oF 10 psig 1978 gpm 125 oF 1245 psig 2065 gpm 215 oF 60 psig FCV 66 gpm 120 oF 8 psig Agua 100% LCV Contactor 23 platos LCV Regenerador 18 platos 2033 gpm 197 oF 6 psig 350 MM 110 oF 1250 psig 5 % CO2 Agua Amina HO 350 oF 0,3 MM 162 oF 60 psig 1016 gpm 162 oF 1245 psig 120 oF Tanque flash HO 275 oF 110 MMbtu/hr 2028 gpm 162 oF 1245 psig 0,36 mol A.G./mol Amina 2007 gpm 252 oF 11 psig 0,01 mol A.G./mol Amina LCV FCV
18. EL PROCESO: MDEA ACTIVADA SELECTIVIDAD A H2S REACCION CON H2S MAS RAPIDA QUE CO2 SE REDUCE Tr PARA QUE LA REACCION CO2 NO OCURRA. # PLATOS AFECTA SELECTIVIDAD FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
19. CIRCULACION DE AMINA EL TAMAÑO, Y POR ENDE EL COSTO DE UNA PLANTA DE AMINA DEPENDE EN GRAN MEDIDA DEL CAUDAL DE CIRCULACION DE AMINA DEPENDE DE LA CARGA DE GAS ACIDO EN LA SOLUCION RICA, SOLUCION POBRE Y CONCENTRACION
21. CIRCULACION DE AMINA ESTIMAR LA TASA DE CIRCULACION DE AMINA PARA TRATAR 37,3 MMscfd (1 x 106 Mm3/d) DE GAS NATURAL CON LA SIGUIENTE COMPOSICION SE UTILIZARA MDEA 50% wt PARA REDUCIR EL CO2 HASTA 1%, CON CARGA EN AMINA POBRE DE 0,05 mol a.g./mol AMINA Y CARGA EN AMINA RICA DE 0,35 mol a.g/mol AMINA
22. CIRCULACION DE AMINA 1 % CO2 EN GAS RESIDUAL Sin co- absorción de HC CO2 “Pick Up”-> CONSIDERAMOS 100 US gal MDEA 50% wt CON DENSIDAD DE SOLUCION SG=1,05 @ 60 oF MASA DE MDEA
24. CIRCULACION DE AMINA TAMAÑO DE RECIPIENTES (PULG) FUENTE: GPA Engineering Data Book
25. LOS EQUIPOS EQUIPOS DE ENTRADA Y SALIDA LA COLUMNA CONTACTORA EL SEPARADOR TRIFASICO EL INTERCAMBIADOR DE CALOR EL REGENERADOR ENFRIADOR DE AMINA LAS BOMBAS RECLAIMING DE LA SOLUCION LOS FILTROS MATERIALES TUBERIAS
26. LCV LOS EQUIPOS DE ENTRADA GRAN PARTE DE LOS PROBLEMAS OPERACIONALES DEL CONTACTOR SE DEBEN A CONDENSADOS, SOLIDOS, INHIBIDORES, LODOS, ACIDOS, OTROS, EN LA ALIMENTACION DEBE CONSIDERARSE FLUJO PULSANTE EN DISEÑO EL GAS DEBE ESTAR LEJOS DE SU PUNTO DE ROCIO -> CALENTAR CON GAS DE SALIDA O AMINA POBRE DEPURADOR DE SALIDA LIMITA ARRASTRE DE AMINA
27. LCV EL CONTACTOR: # ETAPAS ALGUNAS COMPAÑIAS CONSIDERAN QUE EL CALCULO RIGUROSO DE ETAPAS EN EL CONTACTOR ES INUTIL # ETAPAS FUNCION DE ESPECIFICACION Y CARGA ACIDA DE SOLVENTE POBRE # ETAPAS BASADO EN EXPERIENCIA
28. EL CONTACTOR: ALTURA ALTURA DEL CONTACTOR -> # ETAPAS PLATOS O RELLENO PLATOS TIPO VALVULA SS 304 ESPACIAMIENTO DE PLATOS: 18” – 24” – 30” SCRUBBER ENTRADA/SALIDA PUEDE SER INTEGRAL ACTUALMENTE RELLENOS ES PRACTICA COMUN ACERO AL CARBONO. LCV
29. EL CONTACTOR: DIAMETRO DIAMETRO DEPENDE DE FLUJO DE GAS AREA DE GAS POR SOUDERS-BROWN K = 0,161 (PLATOS) AREA DE LIQUIDO: RELLENO CUANDO RESULTE ECONOMICO:
30. EL SEPARADOR TRIFASICO GAS COMBUSTIBLE SEPARA EL GAS Y CONDENSADO COABSORBIDO EN LA AMINA REDUCE LA EROSION EN EL LEAN/RICH HX REDUCE LA CARGA DE VAPOR AL REGENERADOR PROTEGE PLANTA DE AZUFRE POR ARRASTRE DE CONDENSADO PROTEGE CONTACTOR DE FORMACION DE ESPUMA (HC) TR: 5 MIN (C1-C2). 30 MINUTOS (GAS RICO) SI F.G TIENE H2S SE RECTIFICA EN COLUMNA EMPACADA AMINA POBRE CONDENSADO AMINA AMINA CONDENSADO
31. INTERCAMBIADOR AMINA RICA/POBRE REDUCE CARGA TERMICA DEL REHERVIDOR (CALOR SENSIBLE) DEBE GARANTIZAR VAPORIZACION DE LA CARGA AGUAS ABAJO T outAMINA RICA EXCESIVA PROMUEVE PROBLEMAS DE CORROSION (T<220 oF) CARCASA DE C.S. TUBOS SS304. ACTUALMENTE SE UTILIZAN CAMBIADORES DE PLACA SE DEBE EVITAR EVAPORACION EN HX POR CORROSION VELOCIDAD BAJA (2-3 pie/s) U ->120 a 130 Btu/hr-pie2-oF CONSIDERAR PEOR CASO (<T gas in) PARA HALLAR DUTY
32. Vapor MP vapor Liquido REGENERACION DE AMINAS PROBLEMÁTICO POR CORROSION NORMALMENTE PLATOS PLATO DE ALIMENTACION-> 2-3 REGENERACION MEJOR A ALTA PRESION (T fondo ↑) CORROSION ↑ A ALTA T T fondo ->110-116 oC (230-240 oF). MAXIMO ABSOLUTO 127 oC (260 oF), REPRESENTA Pmax ABS 1,7 bara (25 psia) REHERVIDOR CON ACEITE CALIENTE, FUEGO DIRECTO, O VAPOR SATURADO # PLATOS 10-20
33. REGENERACION DE AMINAS Rehervidor “Kettle” Etapa de equilibrio TFLUIDO CONFIGURACIONES TIPICAS FUEGO DIRECTO FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and SulfurRecovery
34. REGENERACION DE AMINAS EL PRINCIPAL PROBLEMA EN EL DISEÑO DEL REGENERADOR ES ESTIMAR LA CARGA TERMICA REQUERIDA: CALOR SENSIBLE PARA LLEVAR T ENTRADA A T SALIDA REBOILER EL CALOR DE REACCION PARA HACER REVERSIBLE LA REACCION ENTRE A.G Y AMINA EL CALOR DEL CONDENSADOR (CALOR LATENTE DEL VAPOR QUE ABANDONA LA COLUMNA) FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery
35. ENFRIADOR DE AMINA ENFRIA LA AMINA AGUAS ABAJO DEL HX AMINA RICA/POBRE T AMINA POBRE > 10-15 oF T IN GAS PARA EVITAR CONDENSACION HC NORMALMENTE POR AIRE FILAS CALIENTES SS304 FILAS FRIAS: C.S UBICACIÓN DEPENDE DE PRESION Y CRITERIOS ECONOMICOS: ΔPpermisible ↑, A↓
36. BOMBAS DE AMINA DEBEN LLEVAR LA AMINA HASTA LA PRESION DE COLUMNA ALTA CAPACIDAD: CENTRIFUGA MULTIETAPA PARA ALTA PRESION. CENTRIFUGA, UNA ETAPA PARA BAJA PRESION MOTORES ELECTRICOS O EXPANSORES ARREGLO DEPENDE DE ECONOMIA PARA DOS ETAPAS, Pinter=50 psig
38. RECLAIMING DE LA SOLUCION POR QUE REGENERAR ? CORROSION REMOVER SOLUCION INACTIVA METODOS DE RECLAIMING DESTILACION MEMBRANAS INTERCAMBIO IONICO CUALES SOLUCIONES SE REGENERAN AMINAS SOLVENTES PROPIETARIOS OTROS CUALES SON LOS PRODUCTOS DE DEGRADACION ACETATOS, TIOCIANATOS, OXALATOS DEPENDE DE LOS PRODUCTOS
39. RECLAIMING DE LA SOLUCION MEA/DGA -> COS FORMA SAL NO REGENERABLE A Tregeneracion EL RECLAIMING REMUEVE (DESTILA) PRODUCTOS DE DEGRADACION EN MEA, SE AGREGA NaOH PARA AJUSTAR ph->8-9 3 % TASA DE CIRCULACION PROCESO POR LOTES (BACHES): SE LLENA EL RECLAIMER CON AMINA CALIENTE SE CALIENTA 280-300 oF SE EVAPORA Y SE LLEVA AL REGENERADOR TOPE SIRVE DE REFLUJO SE LIMPIA EL FONDO DEL RECLAIMER DE PRODUCTOS DE DEGRADACION Y SE CARGA NUEVAMENTE
40. LOS FILTROS ESENCIAL PARA LA OPERACIÓN TASA DE FILTRACION TAN ALTA COMO SEA POSIBLE EN PLANTAS PEQUEÑAS, FILTRACION COMPLETA. EN PLANTAS GRANDES 5-20% TASA CIRCULACION SOLIDOS: < 5 μ CARTUCHO Y CARBON ACTIVADO DURANTE INYECCION DE ANTI-FOAM, FILTRO DE CARBON A BY-PASS LOCALIZACION: LEAN AMINE ANTES DE COOLER O RICH AMINE DESPUES DE FLASH TANK FUENTE: JMC CAMPBELL VOL 4: Gas Treating and Sulfur Recovery AGUAS ABAJO DE FILTRO DE CARBON, A VECES SE COLOCA OTRO FILTRO DE CARTUCHO PARA EVITAR ARRASTRE DE FINOS
42. MATERIALES C.S. MATERIAL PRINCIPAL RECIPIENTES Y TUBERIAS -> STRESS RELIEVING ESPESOR POR CORROSION -> 1/16” – ¼”. TIPICO 1/8” CONSIDERE SS 304/316/410 PARA : CONDENSADOR DE REFLUJO HAZ DE TUBO REHERVIDOR TUBOS HX AMINA RICA/POBRE AREA DE BURBUJEO DEL CONTACTOR Y REGENERADOR TUBERIA AMINA RICA DESDE HX AMINA 5 ULTIMOS PLATOS DEL CONTACTOR Y 5 PRIMEROS PLATOS DE REGENERADOR
43. CONSIDERACIONES DE TUBERIAS CONSIDERAR SS304 EN AMINA RICA CALIENTE (OJO CON CORROSION GALVANICA) MANTENER V < 3 pie/s EVITAR CONEXIONES ROSCADAS UTILICE CODOS RADIO LARGO. NUNCA UTILICE “TEE’s” ALIVIO TERMICO EVITAR REDUCCIONES BRUSCAS UTILICE REDUCCIONES INTEGRALES (MINIMICE SOLDADURAS)
44. CORROSION GENERADA POR: GASES ACIDOS EN SOLUCION DE AMINA Y AGUA DEGRADACION DE COS, RSH ALTA CARGA ACIDA EN AMINA RICA Y ALTA T ALTA CARGA ACIDA EN AMINA POBRE Y ALTA T ALTA VELOCIDAD EN LINEAS Y REDUCCIONES FALTA DE ALIVIO TERMICO PERDIDA DE PESO SCC
45. CORROSION CONSIDERAR: MATERIALES ESPECIALES SS INHIBIDORES DE CORROSION RECLAIMING DE SOLUCION INCREMENTAR TASA DE AMINA PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA RICA MEJORAR DESPOJAMIENTO PARA ↓ CARGA ACIDA EN AMINA POBRE INCREMENTAR TAMAÑO DE LINEA. REDUCCIONES INTEGRALES ALIVIO TERMICO MIMIMIZAR FLUJO MULTIFASICO
46. DEGRADACION DE AMINA GENERADA POR: OXIDACION EN PRESENCIA DE AIRE (CAUSA CORROSION) PRESENCIA DE AZUFRADOS: SULFURO DE CARBONILO (COS), MERCAPTANOS (RSH) EXCESIVA T regeneracion Y φcalorico CONSIDERAR: BLANKETING DE GAS NATURAL O INERTE RECLAIMING REDUCIR T regeneracion
47. ESPUMA GENERADA POR: SOLIDOS SUSPENDIDOS (PRODUCTOS DE CORROSION) HIDROCARBUROS LIQUIDOS: PTO DE ROCIO, CONDENSACION RETROGRADA, (FCV ENTRADA) PRODUCTOS DE DEGRADACION CUALQUIER MATERIAL EXTRAÑO (GRASA, INHIBIDORES, IMPUREZAS DE AGUA DE MAKE UP SOBRECARGA DE GAS ARRASTRE DE CARBON ACTIVADO ADICION EXCESIVA DE ANTIESPUMANTE
48. ESPUMA CONSIDERAR: MEJORAR FILTRADO REDUCIR CORROSION INCREMENTAR T entrada GAS MANTENER T amina pobre > 10 oF T entrada gas RECLAIMING Y/O GAS BLANKETING FEED GAS SCRUBBING INYECCION DE ANTIESPUMANTE REDUCCION DE CARGA DE GAS
49. PERDIDAS DE AMINA GENERADA POR: ESPUMA ALTA PRESION PARCIAL AMINA (MEA/DGA) ALTA T inlet CONTACTOR CON CARGA EXCESIVA CONSIDERAR: REDUCIR ESPUMA REDUCIR T inlet REDUCIR CARGA A CONTACTOR CAMBIAR AMINA
50. CONCLUSIONES PLANTAS DE AMINA CON LARGO HISTORIAL DE PROBLEMAS PRINCIPAL PROBLEMA SIMPLE: CORROSION CONOCIMIENTO ACTUAL GARANTIZA OPERACIÓN CONFIABLE TODO EMPIEZA EN EL DISEÑO “LO BARATO SALE CARO”. NO TODAS LAS OFERTAS SON IGUALES EN AMINAS, OPEX SE SUPERPONE A CAPEX
