problemas operativos

1. PROBLEMAS OPERATIVOS EN
UNA PLANTA DE GAS
III CURSO DE TITULACION EN LA MODALIDAD
DE ACTUALIZACION DE CONOCIMIENTOS
CURSO: TRANSFERENCIA DE MASA

2. 1. OBJETIVO
 Desarrollar criterios para poder resolver algunos problemas operativos que
se presentan en una Planta de Gas.

3. 2. DESCRIPCIÓN DE PROCESOS
2.1. PROCESO DE ENDULZAMIENTO DE GAS
El proceso de endulzamiento de gas implica la eliminación selectiva de sulfuro
de hidrógeno (H2S) contenido en el gas, utilizando MDEA como disolvente. La
especificación en la salida del gas es inferior a 4,0 ppm de H2S y 4,5 - 5,0%
de CO2. Cada unidad tiene una capacidad de procesamiento de 5,6
MMSCMD de gas (con dos unidades de 6,3 MMSCMD).
El proceso básico incluye:
- Absorción de alta presión para la eliminación selectiva de H2S.
- Sistema de presión media para remover los HCs de la corriente de amina.
- Sistema de baja presión para la regeneración de aminas.
- Sistema de deslizamiento de filtración de flujo de amina.

4. Parámetros de operación en la unidad de endulzamiento de gas:
Flujo de Gas: 5.6 MMSCMD
Presión: 55 – 60 Kg/cm2 G
Temperatura: 25 – 35 oC
Ingreso de H2S: 50 – 150 ppm
Salida de H2S: < 4 ppm
Temperatura en alimentación de Amina: 40 – 45 oC
MP Presión de Sistema: 7.5 – 8.0 Kg/cm2 G
LP Presión de Sistema: 1.0 – 1.1 Kg/cm2 G
Temperatura de Regenerador de Fondos: 128 - 130 oC
Temperatura de Regenerator de Tope: 105 – 108 oC

5. Fig. 01. Proceso de Endulzamiento de Gas

6. 2.2 PROCESO DE DESHIDRATACIÓN DE GAS
El Trietilenglicol (TEG) es usado como disolvente para deshidratar el gas
dulce que se produce de la Unidad de Endulzamiento. Los principales
objetivos son la deshidratación de gas para evitar la formación de hidratos
en la parte baja de la unidad por debajo del punto de rocío, evitar la
corrosión en la tubería debido al contenido de CO2 y H2S en el gas, y
para cumplir con las especificaciones técnicas de calidad.
Las diferentes secciones de la Unidad de Glicol son las altas presiónes
(HP) de absorción, degasificar hasta eliminar hidrocarburos de la corriente
de TEG, y el equipo rehervidor para regenerar TEG.

7. Parámetros de operación en la unidad de deshidratación de gas
Flujo de Gas: 5.6 MMSCMD
Caudal de Circulación de Glicol: 5 m3/hr
Temperatura de Reherbidor de fondo: 180 – 185 oC
Temperatura de tope en Stripper: 95 oC
% mezcla en TEG: Máx 1%
Punto de Rocío en la salida - 55 oC

8. Fig. 02. Proceso de Deshidratación en Gas

9. 3. PROBLEMAS Y SOLUCIONES EN PROCESOS
3.1 Unidad de Proceso de Endulzamiento de Gas
Un problema con la Unidad de Endulzamiento de Gas (GSU), es en el
separador, el cual acumula los líquidos que ingresan al recipiente, por lo
cual si ellos no son retirados se produce el arrastre de líquidos por el
gas, lo que resulta en la contaminación por hidrocarburos de la MEA
(puede causar la formación de espuma) y ensuciamiento de las
superficies de intercambio de calor. Tomando nota de que este tipo de
arrastre produce problemas en el GSU, se implementó un sistema de
control de niveles de líquidos, el cual consistía de transmisores y
sensores de nivel, los cuales fueron incluidos para monitorear dichos
parámetros.
El análisis de las causas fundamentales fueron:
 Aumento del nivel y capacidad de recepción de líquidos.
 Incremento de velocidad de gas en la Unidad.
 El nivel de salida de líquidos condensados de la compresión de gas.

10. 3.2 Unidad de Proceso de Alta Presión y Absorción
La HP de absorción esta en el recipiente donde el gas entra en
contacto con la circulación de MDEA y gas dulce existente de la salida
del tope. Esto tiene un número de lugares de alimentación de amina
para manejar las variaciones de ingreso en ppm de H2S. Los problemas
operativos asociados con la absorción son principalmente la formación
de espuma y el incumplimiento de las especificaciones de gas dulce.
La formación de espuma es más frecuente en la absorción, pero también
puede ocurrir en el paso de la columna. Es causada principalmente por la
contaminación de la solución condensada por hidrocarburos ligeros,
finamente dividida, sólidos en suspensión, tales como el sulfuro de hierro
(FeS), aminas o productos de degradación de superficie activa de los
agentes que llevan los flujos de gas. Los resultados de la formación de
espuma son la pérdida de aminas, parámetros fuera de especificación de
tratamiento del gas y reducción de capacidad en la planta de tratamiento.

11. El seguimiento de parámetros incluyen la fluctuación del nivel de la
absorción, el aumento de la presión diferencial a través de la absorción y
arrastre de aminas a la salida para su eliminación.
Las medidas adoptadas para resolver el problema era el siguiente:
1. Reducir o cortar el flujo de gas a la absorción, en función de la tasa de
aumento de presión diferencial y el índice de nivel se acumulan en la
salida para eliminación.
2. Si hay sospechas de contaminación de hidrocarburos, reducir la presión
por debajo de la presión flash media. Compruebe en el recipiente de un
exceso de hidrocarburos y recuperar.
3. Revisar la dosificación del anti-espumante. Es necesario reducir la
tendencia de la formación de espuma en solución de amina de manera
permanente.
4. Comprobar la temperatura de alimentación de amina, que debe ser 5°C
superior a la entrada de los gases de hidrocarburos para minimizar la
condensación.
Según el análisis de causa-raíz se concluyó que hay deficiencia en el proceso
de separación en el recipiente de entrada puede conducir al arrastre de
hidrocarburos líquidos y la corrosión.

12. Se ha observado que cada sección de las planta tiene algunas zonas
con fallas durante la operación. Con experiencia y eficaz solución del
problema siguiendo un enfoque sistemático, es una guía elaborada con
el siguiente formato:
- Definición del Problema
- Seguimiento de Parámetros Operativos y de Calidad
- Acción a efectuar
- Análisis de causa raíz
4. METODO PARA PROBLEMAS EN PROCESOS