Una compañía de producción de gas en Medio Oriente controla una de las principales plantas de procesamiento de gas que produce gas para venta y Gas Natural Licuado (NGL). La planta procesa gases no asociados y asociados de plantas de producción de petróleo en tierra. Después de una etapa de compresión, el gas ácido continúa por la unidad de eliminación de gas ácido, o la unidad de aminas, para retirar los gases ácidos antes de las unidades de deshidratación y la sección fría.
Las unidades de aminas requieren una protección eficiente para prevenir el ingreso de contaminantes líquidos y sólidos dentro del absorbedor junto con el gas ácido. Los hidrocarburos líquidos y las partículas sólidas son promotores de formación de espuma. Reducen la tensión de la superficie de la amina y estabilizan las películas de espuma. Las toxinas deben removerse a niveles bajos antes de su ingreso al contactor, de lo contrario, son destructivas, incluso si son de tamaño pequeño. Si no se someten a tratamiento, estos contaminantes provocarán problemas severos en el funcionamiento, tales como la formación de espuma en el absorbedor, la pérdida de aminas debido al arrastre, el uso excesivo de antiespumantes y alteraciones de procesamiento en la planta de azufre.
Unos años antes, la empresa invitó a Pall Corporation a realizar un estudio del sitio en una planta con una configuración similar. La compañía necesitaba una evaluación de los contenidos líquidos del flujo de gas en diferentes ubicaciones a lo largo del proceso. El equipo de SLS (Servicios Científicos y de Laboratorio) de Pall, un grupo global de científicos e ingenieros altamente calificados, realizó las mediciones del campo. Los ensayos de los SLS destacaron un arrastre considerable de líquido de los separadores de filtro en el sector downstream, con contenido de líquido superior a 1000 ppmw. La prueba confirmó la causa raíz del problema de la espuma en la columna del absorbedor.
Sin la protección adecuada, la espuma reduciría los índices de producción y aumentaría los tiempos de mantenimiento. La refinería no podía permitirse tiempo de inactividad ni retrasos. Necesitaban una forma de reducir la formación de espuma antes de que la situación se les vaya de las manos.
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Desafío
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Solución
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Resultados
Desde la puesta en funcionamiento de la planta, se informaron varios problemas de formación de espuma de aminas que estaban afectando el rendimiento del gas, provocando arrastre de aminas, y necesitaban una inyección continua de inhibidores de espuma. Además, se informó contaminación de los tubos del evaporador en el regenerador.
Los líquidos comenzaron a ingresar al absorbedor. Esto provocó un rendimiento deficiente de separación de los separadores de filtración horizontales en el sector aguas arriba. Más alarmante aún, se generaba un problema con la formación de espuma. A pesar de que el volumen de líquidos que drenaba de los separadores de filtros era muy pequeño, el problema se estaba agrandando. La planta intentó varias veces resolver el problema. Y, a pesar de tener tres separadores de filtros que funcionaban en paralelo, la situación no mejoró.
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