Control Fisicoquímico de la Solución Circulante como. Herramienta para Maximizar Eficiencia en Procesos. de Tratamiento de Gas

Transcripción

1 Control Fisicoquímico de la Solución Circulante como Herramienta para Maximizar Eficiencia en Procesos de Tratamiento de Gas

2

3 Las plantas de tratamiento de gas que operan con glicoles para la deshidratación y aminas para el endulzamiento, tienen una serie de problemas operacionales por la contaminación de la solución circulante que pueden ser diagnosticados por el análisis de la misma.

4 Procesos de Deshidratación de Gas natural La presencia de agua en corrientes de gas natural promueve una serie de problemas, donde destacan: Formación de hidratos Corrosión Interna Disminución capacidad de transmisión Para poder alcanzar contenidos de agua en la corriente de gas dentro de las especificaciones establecidas (5 lbs H2O/MMPCS), la solución de glicol utilizada debe cumplir con ciertos parámetros fisicoquímicos de calidad.

5 ESQUEMA DEL PROCESO DESHIDRATACIÓN DE GAS NATURAL AGUA GAS SECO GLICOL REHERVIDOR Pobre TORRE CONTACTORA Glicol Rico GAS HÚMEDO

6 Entre los problemas relacionados con el solvente destacan: ph sólidos hierro sales hidrocarburos formación de espuma.

7 ph: La velocidad de corrosión aumenta al disminuir el ph, son responsables los ácidos orgánicos y los gases ácidos: H2S y CO2, un ph adecuado es entre 6,5-7,5. El ph no debe exceder de 8 para que no se forme espuma o emulsiones estables, este valor puede ser por el empleo de aminas como inhibidores de corrosión o secuestrantes. A ph menor de 5,5 sucede la autoxidación del glicol que genera peróxidos, aldehído y ácidos orgánicos tales como fórmico y acético.

8 Sólidos: A bajo ph la presencia de sólidos carbonosos y sales conduce a la formación de sólidos que son abrasivos y promueven espuma. También hidrocarburos pesados (parafinas y asfaltenos) y productos de degradación del glicol.

9 Contenido de Hierro La presencia de partículas de hierro es indicativo de corrosión, se recomienda monitorear el hierro disuelto, un valor mayor de 30 ppm revela un corrosión severa.

10 Hidrocarburos: La diferencia del contenido de hidrocarburos en el glicol pobre y rico indican la cantidad purgada en el regenerador. Los hidrocarburos que se evaporan en el reboiler pueden arrastrar glicol y ocasionan pérdidas, los mismos pueden estabilizar las espumas.

11 Sales La presencia de sales acelera la corrosión, reduce la eficiencia térmica en los tubos del reboiler produciendo puntos caliente que se generan en fracturas. Indican la cantidad de cloruros inorgánicos mayormente de sodio y calcio. Se producen glicolatos no higroscópicos producto de la oxidación del glicol y del calcio.

12 Espuma Disminuyen el contacto gas-glicol en la contactora, por lo cual hay menos deshidratación, algunos promotores de espuma son: Hidrocarburos líquidos Inhibidores de corrosión Sales Sólidos

13 Degradación de glicol Es indicada por el cambio en la composición y reducción del ph. Es causada por la excesiva temperatura y la entrada de oxígeno al sistema. Los productos son ácidos orgánicos (fórmico y acético). Los hidrocarburos reaccionan con los productos de degradación formando polímeros que estabilizan espuma. Los ácidos contribuyen a la corrosión.

14 Procesos de Deshidratación de Gas Natural Análisis Recomendados ph t Contenido de Cloruros t Contenido de Hidrocarburos t Contenido de Hierro t Contenido de Agua t Sólidos suspendidos t Tendencia a formación de espuma t Concentración de glicoles en la solución t Contenido de glicol (arrastre) en el gas de salida t Composición de los gases de entrada y salida t Contenido de agua en los gases de entrada y salida t ph <5 formiatos, acetatos, propionatos t

15 Procesos de Deshidratación de Gas Natural Otros Análisis Control de Calidad del Glicol Nuevo DEG (% p/p) t Gravedad Específica t Cenizas (% p/p) t Contenido de Agua (% p/p) t Pureza (% p/p) t ph t Apariencia t

16 ESPECIFICACIONES DE CALIDAD Parámetro Glicol rico Glicol pobre ph 7,0-8,6 < 600 <0,3 <15 3,5-7,5 <200 7,0-8,6 <600 <0,3 <15 1,5 <200 Cloruros (ppm) HC (% en peso) Hierro (ppm) Agua (% peso) Sólidos Espuma a< 300 ml, t<15 seg a< 300 ml, t<15 seg

17 ph ligeramente menor en el TEG rico debido al contenido de gases ácidos. Hidrocarburo, hierro y sólidos suspendidos pueden ser diferentes para el glicol rico y pobre, dependiendo de la localización de filtros. La diferencia entre el contenido de agua del TEG rico y pobre debería ser de 2-6%.

18 Parámetro Técnicas de Análisis ph Pontenciometría Cromatografía Iónica Extracción/GC Cloruros (ppm) HC (% en peso) Hierro (ppm) Agua (% peso) Sólidos Espuma Absorción Atómica Karl Fisher Filtración Burbujeo de Gas

19 Parámetro ph Cloruros HC Hierro Agua Sólidos Espuma Acción Adición de amina Cambio de Glicol/Remoción Temperatura del gas Uso de anticorrosivo Temperatura del regenerador Rata de circulación del glicol Optimización de filtros Adición de antiespumantes

20 GLICOL NUEVO Parámetro DEG (% p/p) Grav. Esp. Cenizas (% p/p) Agua (% p/p) Pureza (% p/p) ph Apariencia Especificación 0,25 máx. 1,124-1,126 0,01 máx. 0,1 máx. 99,0 min 7,0-7,5 claro Método ASTM E-611 ASTM D-4052 ASTM D-1613 ASTM E-203 ASTM E-611 ASTM D-1287 Visual

21 ANALISIS DE LA SOLUCION DE GLICOL CIRCULANTE Mejorar eficiencia del proceso y proteger la metalurgia de la planta

22 CARACTERISTICAS DEL GLICOL Afinidad por el agua Baja presión de vapor No Corrosivo Baja viscosidad No costoso Fácil regeneración HO-CH2CH2-O-CH2CH2-O-CH2CH2-OH

23 Ajuste variables Temperatura del regenerador Rata de circulación del glicol Temperatura del gas de entrada Uso de antiespumantes Aplicación de anticorrosivos Adición de aminas Adición Químicos

24 Procesos de Endulzamiento de Gas natural Calidad de la solución de aminas La presencia de gases ácidos (CO2 y H2S) en corrientes de gas también promueve una serie de problemas que afectan la calidad del producto final (gas tratado) y la vida media de las instalaciones. La calidad de la solución de amina utilizada es la responsable de mantener la operatividad de la planta de endulzamiento en los niveles máximos de absorción.

25 TIPOS DE AMINAS

26 DIAGRAMA DEL PROCESO

27 Espuma Todo factor que incremente la solubilidad de los hidrocarburos líquidos aumenta la tendencia a formar espuma. Los productos de degradación tienden a formar con los hidrocarburos películas gelatinosas que aumentan la viscosidad superficial y estabilizan la espuma. Esta incrementa los costos operativos, reducen la capacidad de remoción de gases ácidos y favorecen el arrastre de amina.

28 Productos de Degradación Son derivados de diferentes reacciones y debido a la temperatura. Por lo general son mas corrosivos y por lo tanto no son deseables en el sistema. Causada por: Degradación Térmica Degradación inducida por CO2 Degradación causada por COS ycs2 Degradación por CO Formación sales térmicamente estables y la reacción de aminas con ácidos fuertes Oxidación Degradación por azufre

29 Sales Térmicamente Estables Son sales que no se rompen con la temperatura del regenerador por lo cual permanecen en el sistema. Son aniones de ácidos fuerte tales como: formatos, acetatos, tiosulfatos, tiocianatos, etc. Ellos captan una molécula de amina y reducen la capacidad de remoción de gases ácidos, se consideran también corrosivos.

30 Partículas Sólidas El sulfuro de hierro que se forma es generalmente coloidal, es decir tan fino que permanece indefinidamente, incrementando la tensión superficial, Retardando el drenaje de la espuma y mejorando su estabilidad

31 Corrosión La aminas se vuelven corrosivas debido a la presencia de los gases ácidos. La corrosión por tensión (SCC) es el tipo de corrosión característica en las plantas de amina.

32 AGUA DE REPOSICIÓN

33

34 Procesos de Endulzamiento de Gas Natural Análisis Recomendados ph t Contenido de aniones inorgánicos: Cloruro, Sulfato, tiosulfato, sulfito, cianuro. t Contenido de aniones orgánicos: Formiato, acetato, propionato, oxalato, glicolato t Contenido de Cationes (Na+, K+, NH4+) t Contenido de Hidrocarburos t Contenido de metales t Contenido de Aminas (MEA, DEA, MDEA, etc.) t Identificación de compuestos de degradación térmica de la amina t Contenido total de sales termoestables. t Sólidos suspendidos t Tendencia a formación de espuma t Carga ácida (Contenido de H2S y/o CO2) t Análisis de los gases de entrada y salida t Análisis de productos de corrosión t

35 Amina % p/p Carga Ácida moles de ácido/moles de amina) Pobre MEA ,10-0,15 DEA ,05-0,07 MDEA ,004-0,010 Rica 0,30-0,35 0,35-0,40 0,45-0,50

36 VALORES LIMITES DE SALES (ppm.) Organic Acetate Formate Oxalate Glycolate Malonate Succinate Inorganic Chloride Sulfate Sulfite Thiosulfate Thiocyanate

37 Recomendaciones El análisis periódico de las soluciones circulantes en sistemas de deshidratación y endulzamiento de gas es una herramienta de gran utilidad para la toma de decisiones que garanticen una mejor eficiencia de estos procesos así como la protección de la metalurgia de las instalaciones

38

39

40

41