GNL/ Plantas de Gas: Problemas y Soluciones
Resúmen
Existen tres unidades claves de procesamiento, vis. Unidad de Remoción del Gas Acido (AGRU/URGA), Unidad de Deshidratación por Tamices Moleculares (MSDU/UTMD), y la Unidad de Remoción de Mercurio (MRU/URM) que son comunes tanto en el procesamiento del gas, así como facilidades del GNL. En este Previo del Mes (PDM), se analizaran algunos problemas operacionales asociados con estas unidades de proceso, y las acciones de solución en sitio (troubleshooting) de estas circunstancias operacionales. La clave para lograr una operación exitosa de estas unidades es el entendimiento de los parámetros que ocasionan la problemática operacional y como detectar estos en la fase de diseño del proyecto.
1.0 Introducción
Las Plantas del GNL y otras de procesamiento frecuentemente poseen unidades que son idénticas; viz las de remoción del gas acido (AGRU/URGA), unidad de deshidratación por tamices moleculares (MSDU/UDTM), y la Unidad de Remoción de Mercurio (MRU/URM). El grado de endulzamiento del gas (AGRU/URGA) y el grado del reducción del punto de roció del agua (MSDU/UDTM) es dependiente del requerimiento, e.i. es el gas a ser transportado en gasoducto o es este sujeto a procesamiento adicional para la producción del GNL. Si el mercurio se ve presente en el gas de alimentación, la remoción de este contaminante seria mandatorio para cumplir tanto con las normas de salud humana así como los aspectos de su ataque metalúrgico al aluminio.
En este PDM, se tomara una vista más cercana sobre las posibles causas de fallas dentro de las acciones operacionales citadas arriba. Además, se arrojaran posibles soluciones para dirigirse a estas fallas. Sin embargo, antes de seguir, consideremos que es lo que es esencial para estas discusiones antes del diseño, e ingeniería y construcción de una unidad d procesamiento de gas o una Planta de GNL
2.0 Algunas problemáticas durante la Fase de Diseño de un Proyecto. [1].
Durante esta fase de diseño del proyecto, un resumen crítico debe efectuarse de los siguientes aspectos:
1. Se ha definido la el procesamiento del gas de alimentación adecuadamente?
2. Se han identificado, analizado y ampliamente discutido y documentado el nivel de los contaminantes/impurezas?
3. Existe el nivel apropiado de comprensión del gas de alimentación y sus etapas de procesamiento?
4. Cuales son la gama de productos generales de planta y sus especificaciones. En otras palabras, ha sido identificado, y considerado adecuadamente el caso económico?
5. Se han tomado medidas atendiendo las restricciones ambientales, y estas incorporadas en el diseño?
Durante esta fase del Proyecto, no se debe considerar el mismo como uno de identidad única (piense: vida operativa de la planta 25 años!) Algunas interfaces con las facilidades corriente arriba, y las corriente abajo deben ser definidas, y es importante que los parámetros no conocidos atribuidos al “arranque”, final de vida, deben ser identificados/discutidos y sus potenciales impactos evaluados.
Falta de conocimiento/peritaje de las Unidades de Proceso aguas arriba durante periodos de verano/invierno y etapas de disturbios. Estos pudiesen tener un impacto significativo en el diseño completo. Problemas típicos de estas condiciones son [1]:
- Tapones de líquido, agua de formación (contemplen: cuál sería el corte de agua esperado en los próximos 10, 20 años.
- Si una línea (tubería) de transmisión multifasico es aplicada para manejar el gas, hidrocarburos líquidos, y el agua, el resultado en manejar grandes volúmenes durante las operaciones de despojo de residuos (pigging) pudiese impactar las operaciones de las facilidades de recepción, y por consecuencia el manejo del condensado tal como un separador trifásico, y despojador (stripper) - (en algunos sitos citado como estabilizador de condensado.
- Separadores Sub-Dimensionados, específicamente los de tres (3) fases en la entrada de la unidad son problemática común.
- Presencia de químicas (glicol, metanol, inhibidores de corrosión, inhibidores de hidratos, aceite lubricante de compresión, etc.) debido a las operaciones aguas arriba tales como la deshidratación de campo, etc.
- Conocimiento de la distribución del gas agrio, y los hidrocarburos pesados en el gas de alimentación.
- La composición del gas de alimentación debe ser analizado con un análisis total de los componentes C12 al C20 . En casos específicos donde la composición total del gas está en duda se puede depender de un análisis ASTM D-86 para identificar el conjunto de familias Alcanos/No – Alcanos. No es recomendable ajuna los componentes pesados como un solo C5+ ajuntados como una sola fracción para poder así poder dimensionar el equipo de entrada y las facilidades de manejo del líquido de los gases ricos.
- La presencia de los Aromáticos debe ser analizado, por cuanto estos componentes impactan significativamente la distribución de fases, e impactan el diseño del regenerador de aminas más el intercambiador de calor amina rica/pobre.
- Conocimiento inadecuado de los componentes de base de azufre “trazas” o la distribución del e.g. COS especia de mercaptanos. CS2, etc. Si el gas es agrio, estos componentes debn ser analizados para determinar su presencia como los mismos impactan la selección de la URGA (AGRU).
- Rangos de las composiciones del gas no identificados, por ejemplo la relación H2S/CO2 max. y min. Esto dicta los elementos en –línea para la Recuperación de Azufre, y pueden tener un impacto significativo en el desembolso de capital.
Es l responsabilidad del Ingeniero de Procesos hacer sobresaltar estos elementos críticos los cuales pueden impactar el diseño yo poder proponer limites en el citado diseño.
2.3 Diagrama de Bloques de Plantas típicas de Gas y el GNL
Figura 1: Diagrama de Bloques típico para una Planta Criogénica de Procesamiento de Gas.
Figura 2: Diagrama de Bloques Tipico de una Planta de GNL
En el caso de las Figuras 1, y 2, la “comunalidad” de las tres unidades de procesamiento: URGA, UDTM, y URM se ven ilustrados. Fallas en cualquiera de estas unidades pudiese impedir la operación de cualquier proceso aguas abajo, y si el problema en cualquiera de las unidades no se resuelve, sería preciso reducir la capacidad de la planta, o considerar un paro completo de la misma.
3.0 Discutamos algunos problemas comunes en las siguientes secciones.
3.1 Solución de la Problemática En Sitio (Troubleshooting) URGA [2,3]
Figura 3. Ejemplo de un Diagrama de Flujo de Proceso de una Unidad de Remoción de Gas Acido.
Existen tres (3) clases de problemática en una URGA:
- Causas de fallas en el endulzamiento: H2S, CO2 y especificaciones de tratamiento del azufre total en el gas no se cumplen. Esto pudiese ser debido a la regeneración inadecuada de la amina debido a un caudal de circulación alto, insuficiencia de calor en el rehervidor, problemas con esta unidad, taponamiento o danos a las etapas (bandejas), o una filtración en el intercambiador amina rica//pobre.
- Ambiente de Espumas: Este problema ocurre principalmente en la contactara. Los síntomas del proceso de espumas incluye un aumento súbito del diferencial de presión en la unidad, perdida de nivel en el fondo de la misma, y arrastre elevado de la amina al depurador de descarga. Es casi seguro que el gas agrio permanecerá agrio cunado este ambiente se presentan. La cusa de Espuma es debido a muchos factores, pero el mas común de estos es la condensación de los HC líquidos, o el ingreso de otros contaminantes en el gas dirigido a la Contactora de Aminas.
- Pérdidas de Aminas: El costo de la amina puede ser un valor mayor en las operaciones, especialmente cuando aparenta desaparecer continuamente. Las pérdidas de Aminas son inevitables.. Cuando estas son excesivas, es un problema que requiere atención operacional. Mientras perdidas normales son distintas para cada una de las aminas, estas pérdidas en todos los sistemas ocurren debido a las siguientes condiciones cuatro [3]:
1. Pérdidas Mecánicas: indica que la solución se pierde físicamente del Sistema debido al arrastre, espumas, o sencillas fugas en los sellos y conexiones. Estas se minimizan con extractores de Neblina, prevención de las espumas, y la puesta en marcha de un drenaje, y recuperación de aminas separado.
2. Perdida de Acondicionamiento de Solución: Prácticamente una sub-categoría de las perdidas mecánicas, perdidas de acondicionamiento, ocurren cuando un filtro o unidad de recuperación no sostiene drenaje de la solución durante el mantenimiento actividades de cambio. Esta forma de perdida se minimiza siguiendo los procedimientos apropiados para el desplazamiento de la solución antes de drenar y darle apertura a este tipo de equipo.
3. Degradación Química y Térmica: ocurre cuando la amina contacta el oxígeno u otros compuestos del gas agrio en producción. Almacenamiento inapropiado o la filtración de oxigeno son las principales causas de la contaminación por oxígeno. Algunas Aminas son más susceptibles que otras a las reacciones con los compuestos COS, CS2 y otros de origen de azufre. Todas la Aminas pueden sufrir degradación térmica si son expuestas a superficies acaloradas de transferencia de calor. Esta degradación puede ser sustancial si se realiza a temperaturas mayores que 150 ° C (300 ° F).
4. Pérdidas por Vaporización: Este tipo de pérdida depende del tipo de Amina. Por ejemplo, MEA posee 30 veces mayor volatilidad que el DEA, de manera que se ven estas pérdidas en los sistemas MEA. Perdidas por vaporización usualmente son menores y ocurren en la Contactora, así como el Regenerador del URGA.
3.1.1 Existencia de Espumas en URGA [3]
Existen varios trabajos y publicaciones técnicas sobre el tema e las espumas. A continuation arrojamos una breve “vista” de las causas:
- La Amina malograda contiene sulfidas férricas, y la Tierra Diatomacia . Ambos son productores de espuma, así como químicas de tratamiento de pozos que se filtran dentro del Sistema debido a la insuficiencia de separación aguas arriba.
- Si se emplean los inhibidores de corrosión, estos pueden ser los causantes, por cuanto estos poseen actividad superficial. Uno de promotores los más efectivos, sorprendentemente, los mismos productos anti-espumantes.
- La Espuma es predominantemente prevenida por las acciones consideradas en otras secciones, así como la prevención de la condensación de los LGN, empleando un Sistema de filtro/separador en le entrada y manteniendo la solución limpia.
- Una vez en su inicio, se debe enfocar en el tratamiento de corto – plazo antes de intentar los de larga-duración asociados con el diseño. Trabajos de coro plazo emplean la inyección de anti espumantes (al menos que ya se ha intentado este trabajo), y/o reduciendo el gasto del gas de entrada Si estas acciones mejoran el escenario, se presenta el tiempo para indagar más afondo sobre las causas reales. Si los anti espumantes no dan resultados, se recomienda NO inyecta más. Demasiado anti – espumante es dañino a largo plazo.
- Es importante notar que la selección del anti- espumante es importante y debe ser seleccionado cuidadosamente. En términos generales los antiespumantes formulados con la silicona son de buen rendimiento en las soluciones amínicas. El uso de solventes de base de alcohol, es comúnmente preferido en mezcla “hibrida” o solución mezclada (mezcla de solvente físico y y solvente amínico. Se debe mantener contacto con el suplidor y estar acorde con sus recomendaciones.
3.2 Solución de Problemas en Sitio (troubleshooting) de la Unidades de Deshidratación por
Tamices moleculares (UDTM) [3,4]
Figura 4: Ejemplo del Diagrama de Flujo de Proceso de una unidad de Tamice Moleculares [5]
La mayoría de los problemas operacionales que ocurren en al UDTM son:
- El adsorbedor produce especificaciones (e.i. el contenido de agua en la descarga del adsorbedor) solo parte del tiempo, pero no durante el ciclo completo.
- El adsorbedor no produce el producto con las especificaciones del caso en ningun momento del ciclo.
- Diferencial de presión dentro del adsorbedor se eleva de manera que se ve la obligación de reducir el gasto debido a l falta de presión., o por preocupación que se dañen los soportes internos de la columna.
3.1.1 Baja Capacidad de Adsorción dentro del lecho de Tamices.
1. Cuando la capacidad de adsorción es baja, la Planta produce gas de especificaciones en el producto de descarga durante la primera parte de ciclo, y está fuera de las mismas durante las siguientes etapas del ciclo. Cuando la unidad indica capacidad inadecuada, es fácil decidir que l lecho requiere cambio. Este podría ser el caso, pero se deben efectuar algunas indagaciones antes de invertir en un lecho nuevo. Una solución de corto plazo es reducir el tiempo de adsorción, pero esta acción impone la regeneración debida de la unidad.
2. Asegurarse que las condiciones (P,T) del gas de entrada no hayan cambiado así cambiando la carga de agua entrando al adsorbedor, en comparación con su diseño. Un aumento relativamente pequeño del a temperatura de entrada puede aumentar el contenido de agua significativamente, típicamente 1⁰C (1.8⁰F) de aumento, elevaría el contenido de agua en un 6%.
3. Otros cambios menores en las condiciones de operación pueden causar cambio dramáticos en la efectividad del adsorbedor. Un cambio en la fuete de pozos, o la formación que produce el gas, puede ser de importancia. Un cambio en los pozos activos puede impactar negativamente. Otros componentes en el gas pueden competir para su “espacio” en el lecho. Se debe revisar para estar seguro que los oxigenados (metanol), glicol u otras químicas que se inyectan con frecuencia en las operaciones.
4. Estar seguro que el medidor aplicado para determinar el punto de roció u otras propiedades este en buen estado. Los elementos de prueba aplicados en muchas instancias detectan contaminantes, lo cual desmejora la certeza de la medición. Es buena práctica tener una sonda adicional, y revisar el sistema con frecuencia. Alternativamente se pueden instalar dos (2) medidores en la descarga.
5. Estar seguro que los LGN no estén entrando al sistema llegando al adsorbedor. Si es esta la situación, estos LGN efectúan un recubrimiento pelicular, convirtiendo el Sistema en uno que opera en Sistema de base liquida. En este caso la transferencia del vapor de agua del gas al adsorbente es muy lento, de manera que la zona de transferencia de masa (ZTM/MTZ) es de mayor longitud que lo normal. Esto expone menor lecho para ser aplicado y por consecuencia mayor longitud de esta zona, El resultado es una reducción drástica en la capacidad del adsorbedor, y brotes prematuros en el sistema.
6. Monitoreo de la caída de presión dentro del lecho. Si ocurre un aumento súbito en el lecho, puede indicar que algún contaminante ha penetrado el mismo, o que las esferas del lecho se han desconfigurado. En ambos casos el resultado sería un flujo de lecho inapropiado. De otra manera, si la caída de presión abruptamente se reduce, esto puede significar un colapso interno o de los soportes del lecho. Este puede ser problemática grave en plantas sin filtración en la descarga Típicamente el ΔP seria
7. Estar seguro que las válvulas de control de flujo estén en operación y no con fugas. Uno puede “tantear” la descarga de una de estas, durante la fase de regeneración y observar si existen fugas. Si la tubería aguas abajo se ve caliente, esta presenta fugas.
3.2.2 Degradación de las Tamices Moleculares [4]
Desactivación de una porción de las tamices moleculares en servicio al gas natural es inevitable. Degeneración típicas se ven:
- Degradación térmica ( inevitable)
- Empastamiento (es evitable)
- Coque dentro del lecho (podría ser por la presencia de los HC pesados, o el tratamiento del gas con solventes siendo adsorbidos al inicio del ciclo, de manera que dificultoso evitar si está presente en el gas de alimentación).
Desactivación podría ser más severa en el caso de las pastas, o coque. En el tiempo, la capacidad del lecho en su tope sería menor que el fondo. Esto se clasifica como una “gradiente de capacidad”. Veamos con más cercanía a estos fenómenos de degradación.
3.2.2.1 Desactivación Térmica
Con cada ciclo térmico, la adsorción del agua en las tamices sufre reducción (degradación térmica). Esta acción siempre está presente en planta.
Finos y polvillo formados durante la regeneración pueden acumulares en el lecho de remoción de Mercurio aguas abajo al Sistema de Tamices., y resultar en un aumento en ΔP del mismo. Esto puede anunciar la presencia de la condensación retrograda en el lecho aguas abajo.
Como se mejora esto? Optimizando la frecuencia de regeneración (minimizar ciclos de regeneración empleando ciclaje variado.) Al inicio de la unidad, existe suficiente adsorción de agua como la misma estaría diseñada para fin-de-vida (e.i. menor) capacidad de adsorción. Es quiere decir que adsorción alargada podría emplearse, así minimizando el número de ciclos de regeneración. Esto normalmente extiende la vida útil de la unidad antes que un cambio es planeado. Una Prueba de Capacidad (PDC/PTR) se emplea comúnmente para observar el perfil de la unidad.
3.2.2.2 Empastelamiento – Desactivación Térmica
Empastelamiento es un término aplicado para describir la perdida de la zeolita, y/o la estructura que forja el lecho.
Esta acción puede ser precipitada por:
1. La presencia del agua líquida sobre el lecho en la fase de regeneración (puede ser evitado empleando un perfil apropiado de temperatura en regeneración del lecho).
2. Arrastre de líquidos de la unidad aguas arriba. La causa es casi siempre arrastre de los líquidos de la unidad aguas arriba en el Tambor de depuración (Knock – Out Drum), por un mal dimensionamiento. Igual el extractor de neblina en el Tambor KO no cumple efectiva remoción de los líquidos. La mejor práctica es emplear un Sistema de Separación/limpieza (Filtro Coalescedor) a la entrada del Sistema, así no permitiendo el arrastradas al lecho las gotas de líquidos.
Como se lograr mejorar esta situación? Optimizar el ciclo de regeneración, e.i. lentamente aumentando la temperatura del lecho para evitar la formación de agua en el lecho/paredes superiores durante este ciclo de calentamiento, así como revisar que el Tambor de Depuración este bien diseñados.
3.2.2.3 Coque – Irrigación de los Hidrocarburos.
La formación de Coque “Coking” es término aplicado para describir el taponamiento de los micro poros por los depósitos de carbón. Esto es caudado por la presencia de los compuestos “pesados” del Gas (e.g., aminas, BTEX, C20+). Una vez lograda la adsorción durante este ciclo (esto ocurrirá cuando la tamiz está limpia al inicio de su ciclo). Estos componente pesados se desboronan durante la fase de regeneración causando la presencia del COQUE sobre las tamices. Este proceso impide el proceso de transferencia de masa y reduce la alineación del agua dentro de los poros.
Como se mejora esto? En la fase de diseño, siempre considerar instalar una “capa” de material de protección (silica-gel o alumina) en la parte superior del lecho. Tal capa de protección sirve para “atrapar” las impurezas que se presentan aguas arriba. Esto debe cumplirse durante la fase de diseño, para asegurar suficiente capacidad de la tamiz, y el material de seguridad.
4.0 Solución de Problemas en Sitio para la Unidad de Remoción de Mercurio (URM)
Los adsorbentes más comunes aplicados para la remoción del mercurio metálico son:
- Carbon impregnado con Azufre:
- Adsorbentes impregnados con Azufre , integrados por : CuS and ZnS or PbS:
Si se detecta el arrompimiento acelerado del mercurio, las causas que se deben investigar son:
- Revisión del detector de mercurio, para observar si existen problemas de calibración.
- Revisión del contenido de mercurio en el gas de proceso para la Planta/GNL, determinando si haya cambiado.
- Revisar el diagrama de fases del gas de proceso entrante al URM. Existe posibilidad de una condensación retrograda o condensación de líquidos en el lecho adsorbente? Si es posible, es probable que el azufre haya penetrado el carbón activado causando lixiviación, causando que el adsorbente se anule para la captura de mercurio. Si un adsorbente de metal sulfurado es usado, se despojaran los líquidos causando menores tasas de transferencia másica y tanto la saturación, así como zonas de saturación y transferencia de masa son más largas que dictad por el diseño, causando un arrompimiento antes de lo programado del mercurio en la salida del URM.
Se ha presentado un adsorbente Nuevo en el Mercado formulado por Queen's University's Ionic Liquids Laboratory (QUILL) y la Petroliam Nasional Berhad (PETRONAS). El proceso mercadeado como HycaPureHg™ , captura todas las especies de mercurio presentes en el gas natural, y los investigadores citan que posee 3 veces mayor capacidad que las alternativas del-estado-del-arte comerciales.
Aun no se han verificado las pruebas que se ven en ejecución en las Plantas del GNL en Malasia.
5.0 Comentarios en Conclusion
En ese PDM, hemos discutido una serie de situaciones operacionales de las tres Unidades críticas del proceso dentro de la configuración de una Planta del GNL en sus Facilidades Criogénicas de Proceso.
La solución de problemas operacionales en sitio requiere un buen entendimiento de los componentes del as y los posibles contaminantes que afectarían la operación óptima de estas Unidades.
Si el lector es interesado en alguna información adicional sobre estos topicos, le sugerimos su asistencia a las siguientes Sesiones Técnicas, G4 (Acondicionamiento y Procesamiento del Gas/ Gas Conditioning and Processing); G4 with LNG Emphasis, G6 Gas Treating and Sulphur Recovery, or our new 3-day short courses on Acid Gas Removal Fundamentals, and Molecular Sieve Dehydration Fundamentals courses provided by PetroSkills/JM Campbell.
References:
1. The Basics of Gas Treatment for Liquefaction Plant by J. Castel, Paper presented at the GPAE held in Hamburg, Germany, 23rd April 2015
2. Gas Conditioning and Processing, Volume 4: Gas Treating and Sulphur Processes by R.N. Maddox and D. John Morgan, John M. Campbell Publications
3. Introduction to Oil and Gas Productions Systems, Version: BP-IEP_01.03.2004
4. Finding the Fountain of Youth for a Mol Sieve Dehydration Unit by A.F. Carlsson
J.B. Rajani, and A.J. Kodde, Paper presented at the 83rd GPA convention held in
New Orleans, USA, March 2004
5. Campbell, J.M., “Gas Conditioning and Processing, Volume 1: The Fundamentals,” 9th Edition, 3rd Printing, Editors Hubbard, R. and Snow–McGregor, K., Campbell Petroleum Series, Norman, Oklahoma, PetroSkills 2018
